負電價

發布時間：2023-06-13 12:40:23

隨著電力現貨市場的發展，負電價的情況越來越多地開始出現。根據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22個小時，實時現

隨著電力現貨市場的發展，負電價的情況越來越多地開始出現。

根據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22個小時，實時現貨交易價格為負電價，而5月1日的現貨平均交易電價為-1.3分/度。

實際上，新能源投資最積極的歐洲，負電價已經非常常見。歐洲市場采取競價上網的機制，不同電力之間需要相互競爭，報價最低的擁有優先交易權。2007年，德國電力日內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。

在2022年12月，澳大利亞的南澳大利亞州和維多利亞州大型地面光伏發電的每MWh實際平均電價分別為負12澳元（合負8.30美元）和負1.60澳元。這意味著發電商不得不付出資金才能向批發市場輸送電力。這兩州氣候溫和，加上可再生能源（尤其是屋頂光伏）供應了大量低成本電力，電力價格在2022年第四季度屢屢跌至負值，次數創下紀錄。南澳大利亞州和維多利亞州電價為負時段分別占到32.5%和25.8%。預計，由于可再生能源發電量供應增加以及政府遏制燃料成本飆升的努力，負電價將在2023年增加。這將繼續對澳大利亞商業化光伏資產的發電價值產生不利影響。

負電價的背后是在山東省新能源裝機占比的快速攀升。山東是國內光伏裝機規模最大的省份。截至2023年3月底，山東光伏累計裝機規模達到45.51 GW。其中，分布式光伏規模高達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%，與省內火電發電量基本持平。

五一期間，山東可再生能源發電量大幅增加：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。

由于可再生能源的發電成本逐漸降低，而燃煤等傳統能源的發電成本相對較高。這導致可再生能源成為更為經濟的選擇，從而推動了可再生能源的發展。但與普通燃煤機組發電不同，新能源發電具有波動性和間歇性。隨著新能源裝機容量增加，風、光大發時段與用戶需求量不匹配，就容易出現負值的現貨交易價格。

我國電力市場交易機制分為中長期交易和現貨交易。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，這就是電力現貨交易。

目前國內的居民電價和工商業電價受現貨市場交易電價影響有限，尤其是居民電價，受政策規定的計費標準保障，波動不大。
對于工商業用戶，如果還是直接從國網買電，那負電價對他們毫無影響。
如果是加入了現貨交易的工商業，也就是跟售電公司簽了協議的，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。目前工商業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%比例的現貨。

其實不管發電側還是購電側，大部分的量都通過中長期鎖定了價格，電力現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電，不意味著用戶端可以免費用電。

負電價時段通常是由于電網供應過剩引起的，這也會導致電網的不穩定。負電價出現也和儲能配置不到位有關，未來的電力系統設計，把儲能的商業化提到了緊要日程。負電價為儲能系統提供了一種低成本儲能機會。在負電價時段，儲能系統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的商業化門檻。

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

十多年前，著名的加州電網凈負荷“鴨子曲線”引導全球能源界開始關注儲能需求，大家希望通過儲能來平緩鴨子曲線。然而十多年過后的今天，鴨子曲線已經加劇成“峽谷曲線”。當峽谷壁變得越陡峭，能源公司就需要部署響應更快的發電資源。