隨著電力現(xiàn)貨市場的發(fā)展，負電價的情況越來越多地開始出現(xiàn)。

根據(jù)山東省電力交易平臺信息，5月1日20時~5月2日17時，連續(xù)22個小時，實時現(xiàn)貨交易價格為負電價，而5月1日的現(xiàn)貨平均交易電價為-1.3分/度。

負電價是否意味著發(fā)電廠要向買電的人倒貼錢，把電賣給他？

【資料圖】

事實上，負電價是新型電力系統(tǒng)下的“?？汀保綎|電力現(xiàn)貨市場的負電價此前已屢次出現(xiàn)。

這種情況在歐洲早已屢見不鮮。歐洲市場采取競價上網(wǎng)的機制，不同電力之間需要相互競爭，報價最低的擁有優(yōu)先交易權(quán)。2007年，德國電力日內(nèi)交易市場首次引入負電價。此后，奧地利、法國、瑞士分別在2008年、2010年和2013年引入負電價。

面對競爭壓力，負電價成了一種“舍小錢保大錢”的必然。

那么導致這次超長時負電價出現(xiàn)的原因是什么呢？怎么正確理解負電價？

與可再生能源相關(guān)

負電價的背后是在山東省新能源裝機占比的快速攀升。

山東是國內(nèi)光伏裝機規(guī)模最大的省份。截至2023年3月底，山東光伏累計裝機規(guī)模達到45.51 GW。其中，分布式光伏規(guī)模高達33.2 GW，裝機容量也位列全國第一。截至2022年底，風電，光伏合計的裝機占比高達42%，與省內(nèi)火電發(fā)電量基本持平。

在現(xiàn)貨交易規(guī)則下，供需決定價格。

五一期間，山東可再生能源發(fā)電量大幅增加：最高風電負荷1760萬千瓦，平均值達到1100萬千瓦。白天疊加晴好天氣，光伏發(fā)電負荷大。電力市場供給過剩，而需求不足，從而導致了負電價的出現(xiàn)。

“五一期間陽光充足，新能源發(fā)電量較高。很多工廠都停工了，員工都去旅游度假，電力供需嚴重不平衡，光伏發(fā)電的量大于需要的量。在這種情況下，供需在現(xiàn)貨里競價，就是負電價了。”相關(guān)專家表示。

事實上，由于可再生能源的發(fā)電成本逐漸降低，而燃煤等傳統(tǒng)能源的發(fā)電成本相對較高。這導致可再生能源成為更為經(jīng)濟的選擇，從而推動了可再生能源的發(fā)展。

但與普通燃煤機組發(fā)電不同，新能源發(fā)電具有波動性和間歇性。隨著新能源裝機容量增加，風、光大發(fā)時段與用戶需求量不匹配，就容易出現(xiàn)負值的現(xiàn)貨交易價格。

并不意味著用戶端可以免費用電

電力市場交易的出發(fā)點之一是發(fā)掘發(fā)電側(cè)深調(diào)潛力，助力新能源消納。

我國電力市場交易機制分為中長期交易和現(xiàn)貨交易。其中，中長期交易一般是供需雙方簽訂合同，提前鎖定下一年度的供電量和電價。用戶實際的用電量不可能完全符合合同的預期，當電不夠用時，一小部分就要臨時再買，這就是電力現(xiàn)貨交易。

負電價并不意味著用戶電費賬單也是負的。目前國內(nèi)的居民電價和工商業(yè)電價受現(xiàn)貨市場交易電價影響有限，尤其是居民電價，受政策規(guī)定的計費標準保障，波動不大。

對于工商業(yè)用戶，如果還是直接從國網(wǎng)買電，那負電價對他們毫無影響。如果是加入了現(xiàn)貨交易的工商業(yè)，也就是跟售電公司簽了協(xié)議的，對他們影響也不大，偶爾幾天的負電價，可能稍微拉低了一點入市用戶的零售價，除非是長時間負電價。

但目前工商業(yè)用戶原則上必須要去電力市場里買，就是通過售電公司代理。進入電力市場的用戶不需要自己交易，但是他們的售電套餐一般會有10%比例的現(xiàn)貨。

其實不管發(fā)電側(cè)還是購電側(cè)，大部分的量都通過中長期鎖定了價格，電力現(xiàn)貨交易市場只決定一小部分，所以這個負電價不代表電廠真的就是在交錢發(fā)電，也并不能說明電力供需整體過剩，不意味著用戶端可以免費用電。它只是一個信號，告訴市場現(xiàn)在供過于求了。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為，電力平衡是瞬時概念，有需求才能有供給，所以需要負電價來吸引消費者。

負電價提高了儲能發(fā)展緊迫性

山東目前的電力結(jié)構(gòu)，存在調(diào)節(jié)性電源不足的問題。在新能源裝機容量逐年增加的情況下，調(diào)峰能力已經(jīng)挖掘殆盡。

負電價時段通常是由于電網(wǎng)供應(yīng)過剩引起的，這也會導致電網(wǎng)的不穩(wěn)定。負電價出現(xiàn)也和儲能配置不到位有關(guān)，未來的電力系統(tǒng)設(shè)計，把儲能的商業(yè)化提到了緊要日程。

“現(xiàn)實中，如果儲能管用，就不至于出現(xiàn)負電價，也不會出現(xiàn)風光發(fā)電消納難點?！毙胚_證券能源首席分析師左前明表示。

通過儲能系統(tǒng)，可以將多余的電力儲存起來，以便在電網(wǎng)需求高峰時段釋放儲存的電力，從而平穩(wěn)運行電網(wǎng)。這可以有效地降低電力系統(tǒng)的運行成本，提高電網(wǎng)的可靠性和穩(wěn)定性。

負電價為儲能系統(tǒng)提供了一種低成本儲能機會。在負電價時段，儲能系統(tǒng)可以將多余的電力儲存起來，以便在高峰時段出售給電力公司或其他電力用戶，從而獲得更高的收益。同時也降低了儲能系統(tǒng)的商業(yè)化門檻。

在新能源發(fā)電側(cè)，儲能的實際應(yīng)用效果并不理想。有行業(yè)數(shù)據(jù)顯示，目前電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，而新能源配儲的等效利用系數(shù)僅為6.1%。這意味著，新能源側(cè)儲能并未如預期協(xié)助風、光消納，反而因高昂投資成本，成為新能源發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟負擔。

山東省發(fā)布的《關(guān)于做好2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行有關(guān)工作的通知》，鼓勵新能源企業(yè)通過租賃方式配套儲能設(shè)施。市場初期推薦價格為年租金400-450元/千瓦。鼓勵滿足電網(wǎng)接入技術(shù)要求的獨立儲能設(shè)施自主參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場或以自調(diào)度模式參與電能量市場，提供調(diào)頻輔助服務(wù)的獨立儲能設(shè)施不參與電能量市場出清。

根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)，目前共31個省、市、地區(qū)發(fā)布分時電價政策，其中包括山東在內(nèi)的16個省市，電價差超過0.7元/度，為儲能峰谷價差的套利提供了良好的收益基礎(chǔ)。

持續(xù)的負電價，或影響火電基礎(chǔ)運行和新能源的進一步建設(shè)。在這種情況下，儲能的建設(shè)仍有待進一步提速。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為，目前儲能投資成本非常高，未來隨著風電、光伏發(fā)電占比增高，儲能需求會更高，投資成本還會繼續(xù)上升。如果儲能成本大于發(fā)電成本，企業(yè)是不會選擇布局儲能的。強制配套只能緩解部分消納問題，無法從根本解決。

參考資料：

[1]https://mp.weixin.qq.com/s/Wbhg84zvngMU8FBJWRD2oA

[2]https://finance.eastmoney.com/a/202305052713405252.html

[3]https://finance.sina.com.cn/roll/2023-05-10/doc-imytiazr0156459.shtml

[4]https://zhuanlan.zhihu.com/p/627775607

[5]https://mp.weixin.qq.com/s/Wj4xm9npA5l8B3nuYL9KZg

（圖片來源：veer圖庫）

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