“隨著新能源發電布局越來越多，負電價將成常態。這在國外很早就有先例，也很正常。”對于五一期間，山東電力市場現貨交易數據負電價持續時長破紀錄的情況，多位行業人士及分析師向證券時報·e公司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，更不意味著國內風電、光伏裝機已經過剩。如何解決目前新能源發電出力不穩定的問題?市場依然將關注點集中在儲能布局。業內人士認為，當前市場負電價的出現，疊加原材料價格下跌，發電側盤活儲能資產的意愿正在增強。

　　負電價影響并不大

　　5月1日至2日間，山東電力市場現貨交易中心連續21小時的實時負電價數據，刷新了國內電力現貨市場負電價持續時間段紀錄，也引發業內關注。

　　“負電價和用戶端并沒有關系，只發電側的報價策略問題。發電側報出負電價代表計劃優先出清，但從用戶側看是不會出現負價情況的。”一家發電側央企人士表示，雖然交易規則上允許報負電價，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，近日山東省發改委發布關于了征求《關于山東電力現貨市場價格上下限規制有關事項的通知(征求意見稿)》意見的公告，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。

　　而在此之前，根據山東省電力交易中心數據，早在2022末當地發電側現貨價格就一度出現每千瓦時-0.08元的出清電價。

　　為何會出現負電價的情況?

　　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，負電價產生原因本質是電力供應的階段性過剩，市場報價機制報出了負電價，這和近幾年新能源發展不無關系。

　　“以前沒有新能源發電，傳統電力機組的出力曲線和用電負荷是比較匹配的，不會出現不一致的情況。但這幾年，由于風電、光伏發展，基于其不穩定特性，以前的鴨子曲線變成了深淵曲線。”左前明舉例稱，光伏發電機組在中午時段大發的時候，反而沒有太多用電需求。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，呈現螺旋式增長。

　　上述發電側央企人士也稱，現貨交易市場按供需全電量報價，但是出清的時候，是根據報價排出清順序。當市場供大于求的時候，企業電價報的過高，排位就會靠后，面臨出清不了停機的情況。發電企業如果為了持續發電，考慮到停機成本很高，就會有意報低電價，出現負電價。

　　常態化眼光看待電價負值

　　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，雖然出現負電價，但并不代表國內新能源發電量是過剩的。目前國內風電、光伏的發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展，負電價情況會越來越普遍。

　　“電力現貨交易量占比本身就很低，中長期協議鎖定了大部分，因此現貨報價出現負值，影響也極其有限。”上述發電側央企人士也稱，負電價主要是涉及電力現貨交易部分，但是現貨比例很低。電力市場交易機制還是以中長期合同交易為主，其所在企業中長期合約占比就達到95%以上。國家現貨交易規則里，只允許全年電量10%的量通過現貨交易來實現，實際操作過程中也只有5%-6%。

　　負電價的出現，基于國內新能源發電布局的不斷加快，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業發展，更能反映出電力的商品屬性，體現電力實時區域的供需特征，有利于引導市場資源配置。

　　他指出，如果沒有負電價機制，市場無法掌握區域發電能力過剩的消息，依然進行投資，就會造成資源浪費的問題。目前部分區域、時段已經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，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，但從發電測看，如何縮減成本依然是發展要意。

　　采訪中，一家光伏制造企業人士認為，不管出現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，企業需要從其他方面去減少光伏發電的投資成本，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中最重要的組成部分之一，其選型至關重要，將直接關系到光伏電站的系統成本、發電量及投資收益。近年來，隨著行業發展，光伏組件技術不斷迭代，組件產品功率迅速增加，大尺寸、高功率的組件產品已成為降低度電成本的關鍵因素。

　　上述發電側央企人士則認為，負電價出現也和儲能配置不到位有關。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，在新能源發電側，儲能的實際應用效果并不理想。有行業數據顯示，目前電化學儲能項目平均等效利用系數為12.2%，而新能源配儲的等效利用系數僅為6.1%。這意味著，新能源側儲能并未如預期協助風、光消納，反而因高昂投資成本，成為新能源發電企業的經濟負擔。

　　“理論上市場需要增強儲能能力進行電力供需調節，但現實中，如果儲能管用，就不至于出現負電價，也不會出現風光發電消納難點。這里面有技術上的問題，也有體制機制問題。”左前明提出，目前新建集中式光伏發電項目要求按照裝機容量10%及以上比例配建調峰能力，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、光伏發電占比增高，儲能需求會更高，投資成本還會繼續上升。如果儲能成本大于發電成本，企業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。

　　成本下降儲能布局有望放量

　　負電價折射出新能源電力并網的消納難題，越發凸顯儲能系統的重要性。

　　“山東是風光發電大省，也是強制配儲的大省。在這一情況下，仍出現儲能配套不足的情況，意味著儲能行業依然有著較大上升空間。”國軒高科相關負責人表示。

　　今年以來，碳酸鋰價格持續下跌，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。

　　高工產業研究院項目庫顯示，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構成利好，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、儲能和新能源汽車驅動系統等多項業務，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。”華東地區一位儲能從業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，后續儲能有望進一步放量。

　　高工產業研究院預計，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，業內還存在一定觀望情緒。”華南地區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定，預計下半年儲能會迎來集中爆發期。

　　一般來說，儲能根據應用場景分為發電側、電網側及用戶側三類，三者對于電價及原材料成本的敏感程度又各不相同。

　　“發電側儲能多為政策引導，主要目的是為了實現并網，整體利用率不高，且目前還沒有形成成熟的商業模式。”前述儲能從業人士表示，相較而言，碳酸鋰價格下跌對電網側、用戶側的裝機積極性影響會更大，尤其是用戶側，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的分布式儲能項目已經具有較好的投資回報率。

　　“當然，負電價疊加原材料價格下跌，發電側盤活儲能資產的意愿也在增強。”伊維經濟研究院研究部總經理、中國電池產業研究院院長吳輝表示，目前發電側配儲在積極探索全新的商業模式，比如租賃儲能、參與獨立儲能站等。

　　在多數業內人士看來，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，對電池循環次數的要求會更高，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展初期，其完整生命周期還沒有得到驗證。”吳輝表示。