“隨著新能源發(fā)電布局越來越廣、比重越來越高，負電價將成常態(tài)。這在國外早有先例，很正常。”對于五一期間，山東電力市場現(xiàn)貨交易數(shù)據(jù)負電價持續(xù)時長破紀錄的情況，多位行業(yè)人士及分析師向證券時報記者表達了這樣的觀點。
負電價并不意味著用戶端可以免費用電，更不意味著國內(nèi)風電、光伏裝機已經(jīng)過剩。如何解決目前新能源發(fā)電出力不穩(wěn)定的問題?市場依然將關(guān)注點集中在儲能布局。業(yè)內(nèi)人士認為，當前市場負電價的出現(xiàn)，疊加原材料價格下跌，發(fā)電側(cè)盤活儲能資產(chǎn)的意愿正在增強。
負電價影響并不大
5月1日至2日，山東電力市場現(xiàn)貨交易中心出現(xiàn)連續(xù)21小時實時負電價數(shù)據(jù)，刷新了國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場負電價持續(xù)時長紀錄，也引發(fā)業(yè)內(nèi)關(guān)注。
“負電價和用戶端并沒有關(guān)系，只是發(fā)電側(cè)的報價策略問題。發(fā)電側(cè)報出負電價代表計劃優(yōu)先出清，但從用戶側(cè)看并不會出現(xiàn)負電價的情況。”一家發(fā)電側(cè)央企人士表示，雖然交易規(guī)則上允許報負電價，但實務中這種情況很少見，也很難明確具體成交了多少負電。
在政策端，近日山東省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于山東電力現(xiàn)貨市場價格上下限規(guī)制有關(guān)事項的通知(征求意見稿)》，其中對市場電能量出清設置價格上限和下限，上限為每千瓦時1.5元，下限為每千瓦時-0.1元。
而根據(jù)山東省電力交易中心數(shù)據(jù)，早在2022末當?shù)匕l(fā)電側(cè)現(xiàn)貨價格就一度出現(xiàn)每千瓦時-0.08元的出清電價。
為何會出現(xiàn)負電價的情況?
信達證券能源首席分析師左前明接受證券時報記者采訪時談到，負電價產(chǎn)生原因本質(zhì)是電力供應的階段性過剩，市場報價機制報出了負電價，這和近幾年新能源快速發(fā)展不無關(guān)系。
“以前沒有新能源發(fā)電的時候，傳統(tǒng)電力機組的出力曲線和用電負荷是比較匹配的，不會出現(xiàn)不一致的情況。但這幾年可以看到，由于風電、光伏的高速發(fā)展，基于其不穩(wěn)定特發(fā)電的同質(zhì)性，和時間反負荷特性越發(fā)明顯。典型的代表即為約10年前加州的‘鴨子曲線’，現(xiàn)在明顯加深，變成了‘深淵曲線’。”左前明舉例稱，光伏發(fā)電機組在中午時段大發(fā)的時候，反而沒有太多用電凈負荷需求不斷降低，甚至轉(zhuǎn)負，即電力供應出現(xiàn)階段性過剩。在消納能力有限的情況下，隨著市場光伏、風電裝機越來越多，消納不了的時間和范圍就會越來越廣，負電價的時間和程度就會越來越深，呈現(xiàn)螺旋式增長。
左前明認為，電力市場化交易有利于電力產(chǎn)業(yè)發(fā)展，更能反映出電力的商品屬性，體現(xiàn)電力實時區(qū)域分時分區(qū)的供需特征形勢，有利于引導市場資源配置。
他指出，如果沒有負電價機制電價的波動，市場參與者就無法掌握區(qū)域發(fā)電能力過剩或短缺的消息跡象，依然進行投資，就會容易造成投入資源浪費或有效供給不足的問題。目前部分區(qū)域、時段的電價已經(jīng)看到反映出新能源投資過剩階段性過快的苗頭。如果將再按前期對于風光增長的線性預期來投入相關(guān)產(chǎn)能建設全部投放市場，就無疑會帶來一些階段性產(chǎn)業(yè)鏈過剩的問題。長久看，電力市場化還是要回歸電力商品交易本質(zhì)，下一步可以讓市場價格信號更明確些，不需要過度人為干預。
“理論上市場需要增強儲能能力進行電力供需調(diào)節(jié)，但現(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)電消納難點問題。這里面既有技術(shù)上的問題，也有體制機制等方面問題。”左前明提出，目前新建集中式光伏新能源發(fā)電項目往往要求按照裝機容量10%及以上比例、2-4小時配建儲能或調(diào)峰能力，相當于2-4小時的儲能水平，但實際上沒光沒風的情況往往不僅止2-4小時，配套儲能容量低、時間短，并無法根本有效解決消納問題，過多的配置還會帶來成本壓力，所以在大容量、長周期、低成本儲能技術(shù)實現(xiàn)之前，隨著電力市場化的推進，現(xiàn)階段的負電價或?qū)⑹浅B(tài)。
上述發(fā)電側(cè)央企人士也稱，現(xiàn)貨交易市場按供需全電量報價，但是出清的時候，是根據(jù)報價排出清順序。當市場供大于求的時候，企業(yè)電價報的過高，排位就會靠后，面臨出清不了停機的情況。發(fā)電企業(yè)如果為了持續(xù)發(fā)電，考慮到停機成本很高，就會有意報低電價，出現(xiàn)負電價。
常態(tài)化看待電價負值
雖然在我國“負電價”概念還很新穎，但在新能源投資較為密集的歐洲市場，負電價已很常見。
“在新能源市場下，如果沒有儲能手段，出現(xiàn)負電價是很正常的情況。”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。
他認為，雖然出現(xiàn)負電價，但并不代表國內(nèi)新能源發(fā)電量是過剩的。目前國內(nèi)風電、光伏的發(fā)電貢獻占比依然較小，隨著可再生能源的逐漸普及和電力市場發(fā)展，負電價情況會越來越普遍。
“電力現(xiàn)貨交易量占比本身就很低，中長期協(xié)議鎖定了大部分，因此現(xiàn)貨報價出現(xiàn)負值，影響也極其有限。”上述發(fā)電測央企人士也稱，負電價主要是涉及電力現(xiàn)貨交易部分，但是現(xiàn)貨比例很低。電力市場交易機制還是以中長期合同交易為主，其所在企業(yè)中長期合約占比就達到95%以上。國家現(xiàn)貨交易規(guī)則里，只允許全年電量10%的量通過現(xiàn)貨交易來實現(xiàn)，實際操作過程中也只有5%-6%。
負電價的出現(xiàn)，基于國內(nèi)新能源發(fā)電布局的不斷加快，也是我國推進電力市場化交易的必然過程。左前明認為，電力市場化交易有利于電力產(chǎn)業(yè)發(fā)展，更能反映出電力的商品屬性，體現(xiàn)電力實時區(qū)域的供需特征，有利于引導市場資源配置。
他指出，如果沒有負電價機制，市場無法掌握區(qū)域發(fā)電能力過剩的消息，依然進行投資，就會造成資源浪費的問題。目前部分區(qū)域、時段已經(jīng)看到投資過剩的苗頭。如果將前期對于風光增長的線性預期產(chǎn)能全部投放市場，就無疑會帶來一些階段性問題。長久看，電力市場還是要回歸商品交易本質(zhì)，下一步可以讓市場價格信號更明確些，不需要過度人為干預。
儲能配置依然欠缺
盡管負電價當前對市場影響較小，但從發(fā)電測看，如何縮減成本依然是發(fā)展要意。
采訪中，一家光伏制造企業(yè)人士認為，不管出現(xiàn)深谷電價還是負電價，對光伏整體投資收益還是會有影響。由于電價政策不可改變，企業(yè)需要從其他方面去減少光伏發(fā)電的投資成本，在有限的空間里去提高光伏投資收益。
他提到，光伏組件作為光伏系統(tǒng)中最重要的組成部分之一，其選型至關(guān)重要，將直接關(guān)系到光伏電站的系統(tǒng)成本、發(fā)電量及投資收益。近年來，隨著行業(yè)發(fā)展，光伏組件技術(shù)不斷迭代，組件產(chǎn)品功率迅速增加，大尺寸、高功率的組件產(chǎn)品已成為降低度電成本的關(guān)鍵因素。
上述發(fā)電側(cè)央企人士則認為，負電價出現(xiàn)也和儲能配置不到位有關(guān)。風電、光伏天然的隨機性、間歇性和波動性特征，不可避免帶來新能源消納問題。也因此，近年來“新能源+儲能”模式在全球范圍獲得推廣，我國也已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件。
然而政策配套的背后，在新能源發(fā)電側(cè)，儲能的實際應用效果并不理想。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。
“理論上市場需要增強儲能能力進行電力供需調(diào)節(jié)，但現(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。這里面有技術(shù)上的問題，也有體制機制問題。”左前明提出，目前新建集中式光伏發(fā)電項目要求按照裝機容量10%及以上比例配建調(diào)峰能力，相當于2-4小時的儲能水平，但實際上沒光沒風的情況往往不僅2-4小時，配套儲能容量低、時間短，并無法根本解決消納問題。
林伯強也談到，風光消納問題可以緩解，但需要看市場成本的選擇。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。
儲能布局有望放量
負電價折射出新能源電力并網(wǎng)的消納難題，越發(fā)凸顯儲能系統(tǒng)的重要性。
“山東是風光發(fā)電大省，也是強制配儲的大省。在這一情況下，仍出現(xiàn)儲能配套不足的情況，意味著儲能行業(yè)依然有著較大上升空間。”國軒高科相關(guān)負責人表示。
今年以來，碳酸鋰價格持續(xù)下跌，逐步傳導至電芯層面，讓長期困擾儲能的投入成本較高問題得到一定緩解，裝機積極性正在加速恢復。
高工產(chǎn)業(yè)研究院項目庫顯示，2023年一季度公開的儲能中標項目達46個，超過去年上半年總量。
近期，多家頭部電池及儲能上市公司表示碳酸鋰跌價對行業(yè)構(gòu)成利好，并透露儲能市場的強勁增勢。
陽光電源認為，碳酸鋰價格下降有利于拉動下游需求，利好光伏逆變器、電站投資開發(fā)、儲能和新能源汽車驅(qū)動系統(tǒng)等多項業(yè)務，目前儲能訂單良好;寧德時代及國軒高科均預計，今年儲能行業(yè)增速會比動力電池更高。
“最近明顯感覺用戶自投的儲能項目越來越多。”華東地區(qū)一位儲能從業(yè)人士告訴證券時報記者，上游的材料下降對電芯價格的影響是有一定滯后性的，碳酸鋰的價格下跌還沒有完全傳導到儲能電芯，目前碳酸鋰已下跌超60%，而儲能電芯的價格降幅約30%。隨著傳導機制的釋放，后續(xù)儲能有望進一步放量。
高工產(chǎn)業(yè)研究院預計，2023年6月儲能電芯價格將跌破0.7元/Wh，2023年下半年將下滑至0.6元/Wh;在儲能系統(tǒng)端，由于PCS以及PACK等成本及價格的下降，預計2023年下半年儲能系統(tǒng)價格將下降至0.9元/Wh，2025年下半年有望下滑至0.7元/Wh。
“近期碳酸鋰處于急跌行情，業(yè)內(nèi)還存在一定觀望情緒。”華南地區(qū)一位鋰電投資人士告訴證券時報記者，待上游材料價格趨于穩(wěn)定，預計下半年儲能會迎來集中爆發(fā)期。
一般來說，儲能根據(jù)應用場景分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)及用戶側(cè)三類，三者對于電價及原材料成本的敏感程度又各不相同。
“發(fā)電側(cè)儲能多為政策引導，主要目的是為了實現(xiàn)并網(wǎng)，整體利用率不高，且目前還沒有形成成熟的商業(yè)模式。”前述儲能從業(yè)人士表示，相較而言，碳酸鋰價格下跌對電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的裝機積極性影響會更大，尤其是用戶側(cè)，整體裝機容量不大，投資較小，對成本的敏感度更高，在當前價格體系下，處于峰谷價差較大地區(qū)的分布式儲能項目已經(jīng)具有較好的投資回報率。
“當然，負電價疊加原材料價格下跌，發(fā)電側(cè)盤活儲能資產(chǎn)的意愿也在增強。”伊維經(jīng)濟研究院研究部總經(jīng)理、中國電池產(chǎn)業(yè)研究院院長吳輝表示，目前發(fā)電側(cè)配儲在積極探索全新的商業(yè)模式，比如租賃儲能、參與獨立儲能站等。
在多數(shù)業(yè)內(nèi)人士看來，儲能成本的攤薄不僅僅有賴于電芯成本的下行，還取決于電池的使用壽命及使用效率等因素。“儲能電站的運營周期比新能源汽車更長，對電池循環(huán)次數(shù)的要求會更高，目前對于儲能度電成本的測算大多是理論層面的，并不嚴謹。畢竟電化學儲能尚處于發(fā)展初期，其完整生命周期還沒有得到驗證。”吳輝表示。（證券時報記者 趙黎昀 葉玲珍 劉燦邦）
作者：趙黎昀 葉玲珍 劉燦邦
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