“隨著新能源發(fā)電布局越來越廣、比重越來越高，負(fù)電價(jià)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(fù)電價(jià)持續(xù)時(shí)長破紀(jì)錄的情況，多位行業(yè)人士及分析師向證券時(shí)報(bào)記者表達(dá)了這樣的觀點(diǎn)。
負(fù)電價(jià)并不意味著用戶端可以免費(fèi)用電，更不意味著國內(nèi)風(fēng)電、光伏裝機(jī)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(diǎn)集中在儲能布局。業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，當(dāng)前市場負(fù)電價(jià)的出現(xiàn)，疊加原材料價(jià)格下跌，發(fā)電側(cè)盤活儲能資產(chǎn)的意愿正在增強(qiáng)。
負(fù)電價(jià)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(shí)實(shí)時(shí)負(fù)電價(jià)數(shù)據(jù)，刷新了國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場負(fù)電價(jià)持續(xù)時(shí)長紀(jì)錄，也引發(fā)業(yè)內(nèi)關(guān)注。
“負(fù)電價(jià)和用戶端并沒有關(guān)系，只是發(fā)電側(cè)的報(bào)價(jià)策略問題。發(fā)電側(cè)報(bào)出負(fù)電價(jià)代表計(jì)劃優(yōu)先出清，但從用戶側(cè)看并不會(huì)出現(xiàn)負(fù)電價(jià)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(bào)負(fù)電價(jià)，但實(shí)務(wù)中這種情況很少見，也很難明確具體成交了多少負(fù)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(jià)格上下限規(guī)制有關(guān)事項(xiàng)的通知(征求意見稿)》，其中對市場電能量出清設(shè)置價(jià)格上限和下限，上限為每千瓦時(shí)1.5元，下限為每千瓦時(shí)-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(dāng)?shù)匕l(fā)電側(cè)現(xiàn)貨價(jià)格就一度出現(xiàn)每千瓦時(shí)-0.08元的出清電價(jià)。
為何會(huì)出現(xiàn)負(fù)電價(jià)的情況?
信達(dá)證券能源首席分析師左前明接受證券時(shí)報(bào)記者采訪時(shí)談到，負(fù)電價(jià)產(chǎn)生原因本質(zhì)是電力供應(yīng)的階段性過剩，市場報(bào)價(jià)機(jī)制報(bào)出了負(fù)電價(jià)，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(shí)候，傳統(tǒng)電力機(jī)組的出力曲線和用電負(fù)荷是比較匹配的，不會(huì)出現(xiàn)不一致的情況。但這幾年可以看到，由于風(fēng)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(shí)間反負(fù)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(jī)組在中午時(shí)段大發(fā)的時(shí)候，反而沒有太多用電凈負(fù)荷需求不斷降低，甚至轉(zhuǎn)負(fù)，即電力供應(yīng)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(fēng)電裝機(jī)越來越多，消納不了的時(shí)間和范圍就會(huì)越來越廣，負(fù)電價(jià)的時(shí)間和程度就會(huì)越來越深，呈現(xiàn)螺旋式增長。
左前明認(rèn)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(shí)時(shí)區(qū)域分時(shí)分區(qū)的供需特征形勢，有利于引導(dǎo)市場資源配置。
他指出，如果沒有負(fù)電價(jià)機(jī)制電價(jià)的波動(dòng)，市場參與者就無法掌握區(qū)域發(fā)電能力過?；蚨倘钡南③E象，依然進(jìn)行投資，就會(huì)容易造成投入資源浪費(fèi)或有效供給不足的問題。目前部分區(qū)域、時(shí)段的電價(jià)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(fēng)光增長的線性預(yù)期來投入相關(guān)產(chǎn)能建設(shè)全部投放市場，就無疑會(huì)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(jià)格信號更明確些，不需要過度人為干預(yù)。
“理論上市場需要增強(qiáng)儲能能力進(jìn)行電力供需調(diào)節(jié)，但現(xiàn)實(shí)中，如果儲能管用，就不至于出現(xiàn)負(fù)電價(jià)，也不會(huì)出現(xiàn)風(fēng)光發(fā)電消納難點(diǎn)問題。這里面既有技術(shù)上的問題，也有體制機(jī)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(xiàng)目往往要求按照裝機(jī)容量10%及以上比例、2-4小時(shí)配建儲能或調(diào)峰能力，相當(dāng)于2-4小時(shí)的儲能水平，但實(shí)際上沒光沒風(fēng)的情況往往不僅止2-4小時(shí)，配套儲能容量低、時(shí)間短，并無法根本有效解決消納問題，過多的配置還會(huì)帶來成本壓力，所以在大容量、長周期、低成本儲能技術(shù)實(shí)現(xiàn)之前，隨著電力市場化的推進(jìn)，現(xiàn)階段的負(fù)電價(jià)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(bào)價(jià)，但是出清的時(shí)候，是根據(jù)報(bào)價(jià)排出清順序。當(dāng)市場供大于求的時(shí)候，企業(yè)電價(jià)報(bào)的過高，排位就會(huì)靠后，面臨出清不了停機(jī)的情況。發(fā)電企業(yè)如果為了持續(xù)發(fā)電，考慮到停機(jī)成本很高，就會(huì)有意報(bào)低電價(jià)，出現(xiàn)負(fù)電價(jià)。
常態(tài)化看待電價(jià)負(fù)值
雖然在我國“負(fù)電價(jià)”概念還很新穎，但在新能源投資較為密集的歐洲市場，負(fù)電價(jià)已很常見。
“在新能源市場下，如果沒有儲能手段，出現(xiàn)負(fù)電價(jià)是很正常的情況。”廈門大學(xué)中國能源政策研究院院長林伯強(qiáng)認(rèn)為，電力平衡是瞬時(shí)概念，有需求才能有供給，所以需要負(fù)電價(jià)來吸引消費(fèi)者。
他認(rèn)為，雖然出現(xiàn)負(fù)電價(jià)，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(fēng)電、光伏的發(fā)電貢獻(xiàn)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(fù)電價(jià)情況會(huì)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(bào)價(jià)出現(xiàn)負(fù)值，影響也極其有限。”上述發(fā)電測央企人士也稱，負(fù)電價(jià)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(jī)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(dá)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(shí)現(xiàn)，實(shí)際操作過程中也只有5%-6%。
負(fù)電價(jià)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(jìn)電力市場化交易的必然過程。左前明認(rèn)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(shí)時(shí)區(qū)域的供需特征，有利于引導(dǎo)市場資源配置。
他指出，如果沒有負(fù)電價(jià)機(jī)制，市場無法掌握區(qū)域發(fā)電能力過剩的消息，依然進(jìn)行投資，就會(huì)造成資源浪費(fèi)的問題。目前部分區(qū)域、時(shí)段已經(jīng)看到投資過剩的苗頭。如果將前期對于風(fēng)光增長的線性預(yù)期產(chǎn)能全部投放市場，就無疑會(huì)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(jià)格信號更明確些，不需要過度人為干預(yù)。
儲能配置依然欠缺
盡管負(fù)電價(jià)當(dāng)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(rèn)為，不管出現(xiàn)深谷電價(jià)還是負(fù)電價(jià)，對光伏整體投資收益還是會(huì)有影響。由于電價(jià)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(rèn)為，負(fù)電價(jià)出現(xiàn)也和儲能配置不到位有關(guān)。風(fēng)電、光伏天然的隨機(jī)性、間歇性和波動(dòng)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(gè)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(shí)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(xué)儲能項(xiàng)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(yù)期協(xié)助風(fēng)、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(jì)負(fù)擔(dān)。
“理論上市場需要增強(qiáng)儲能能力進(jìn)行電力供需調(diào)節(jié)，但現(xiàn)實(shí)中，如果儲能管用，就不至于出現(xiàn)負(fù)電價(jià)，也不會(huì)出現(xiàn)風(fēng)光發(fā)電消納難點(diǎn)。這里面有技術(shù)上的問題，也有體制機(jī)制問題。”左前明提出，目前新建集中式光伏發(fā)電項(xiàng)目要求按照裝機(jī)容量10%及以上比例配建調(diào)峰能力，相當(dāng)于2-4小時(shí)的儲能水平，但實(shí)際上沒光沒風(fēng)的情況往往不僅2-4小時(shí)，配套儲能容量低、時(shí)間短，并無法根本解決消納問題。
林伯強(qiáng)也談到，風(fēng)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(fēng)電、光伏發(fā)電占比增高，儲能需求會(huì)更高，投資成本還會(huì)繼續(xù)上升。如果儲能成本大于發(fā)電成本，企業(yè)是不會(huì)選擇布局儲能的。強(qiáng)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(fù)電價(jià)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(fēng)光發(fā)電大省，也是強(qiáng)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(fù)責(zé)人表示。
今年以來，碳酸鋰價(jià)格持續(xù)下跌，逐步傳導(dǎo)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(jī)積極性正在加速恢復(fù)。
高工產(chǎn)業(yè)研究院項(xiàng)目庫顯示，2023年一季度公開的儲能中標(biāo)項(xiàng)目達(dá)46個(gè)，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(jià)對行業(yè)構(gòu)成利好，并透露儲能市場的強(qiáng)勁增勢。
陽光電源認(rèn)為，碳酸鋰價(jià)格下降有利于拉動(dòng)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(dòng)系統(tǒng)等多項(xiàng)業(yè)務(wù)，目前儲能訂單良好;寧德時(shí)代及國軒高科均預(yù)計(jì)，今年儲能行業(yè)增速會(huì)比動(dòng)力電池更高。
“最近明顯感覺用戶自投的儲能項(xiàng)目越來越多。”華東地區(qū)一位儲能從業(yè)人士告訴證券時(shí)報(bào)記者，上游的材料下降對電芯價(jià)格的影響是有一定滯后性的，碳酸鋰的價(jià)格下跌還沒有完全傳導(dǎo)到儲能電芯，目前碳酸鋰已下跌超60%，而儲能電芯的價(jià)格降幅約30%。隨著傳導(dǎo)機(jī)制的釋放，后續(xù)儲能有望進(jìn)一步放量。
高工產(chǎn)業(yè)研究院預(yù)計(jì)，2023年6月儲能電芯價(jià)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(jià)格的下降，預(yù)計(jì)2023年下半年儲能系統(tǒng)價(jià)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(shí)報(bào)記者，待上游材料價(jià)格趨于穩(wěn)定，預(yù)計(jì)下半年儲能會(huì)迎來集中爆發(fā)期。
一般來說，儲能根據(jù)應(yīng)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(jià)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(dǎo)，主要目的是為了實(shí)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(jià)格下跌對電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)的裝機(jī)積極性影響會(huì)更大，尤其是用戶側(cè)，整體裝機(jī)容量不大，投資較小，對成本的敏感度更高，在當(dāng)前價(jià)格體系下，處于峰谷價(jià)差較大地區(qū)的分布式儲能項(xiàng)目已經(jīng)具有較好的投資回報(bào)率。
“當(dāng)然，負(fù)電價(jià)疊加原材料價(jià)格下跌，發(fā)電側(cè)盤活儲能資產(chǎn)的意愿也在增強(qiáng)。”伊維經(jīng)濟(jì)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(dú)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(yùn)營周期比新能源汽車更長，對電池循環(huán)次數(shù)的要求會(huì)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(yán)謹(jǐn)。畢竟電化學(xué)儲能尚處于發(fā)展初期，其完整生命周期還沒有得到驗(yàn)證。”吳輝表示。（證券時(shí)報(bào)記者 趙黎昀 葉玲珍 劉燦邦）
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