摘要

持续性负电价对储能影响几何？储能作为平衡电网、调节电网的重要资源，一定程度下来说，这也意味着储能的重大需求；但如何实现储能的高经济性，仍是储能领域的核心命题。

“五一”黄金假期间，山东电力现货市场出现“连续22小时负电价”，引发行业关注。

据相关统计，4月29日-5月3日，山东电力现货实时交易累计出现46次的负电价。其中，从5月1日20时-5月2日17时，连续现货交易负电价时段达22个小时。

持续性负电价对储能影响几何？储能作为平衡电网、调节电网的重要资源，一定程度下来说，这也意味着储能的重大需求；但储能的“快跑”仍有赖于储能自身盈利性及自身效率的提高和成本的降低等关键因素。

负电价“前世今生”

要想说清楚负电价与储能的发展关系，不能不提山东负电价的来龙去脉。

山东省是全国第一批八个电力现货市场建设试点之一。2019年12月11日，山东电力现货日前市场首次出现负电价。此后，山东省现货市场负电价频现，负电价次数已超百余次。

相关数据显示，2022年12个月，共有近170天全天最低电价小于0元/kWh，即出现负电价。以天计算，全年负电价出现概率48%。

今年3月13日，山东发改委印发《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》，对市场电能量出清设置价格上限和下限，上限为1.5元/千瓦时，下限为-0.1元/千瓦时。

三月以来，关于山东“负电价”讨论在行业慢慢升温。直至“五一”期间，持续22小时负电价引发多方关注。

负电价的出现意味着市场中供大于求或电网局部存在严重阻塞，发电机组为保持运转不得不向用户支付费用以鼓励其用电。

山东省能源局数据显示，截至2022年上半年，山东省风电、光伏发电装机达5691.5万千瓦，同比增长28.6%，占全省电力总装机的32%，装机规模居全国第二位。同时，山东电力系统缺少常规水电、燃机等灵活调节性电源，调峰能力不足。

这次长时间负电价的出现，恰逢“五一”假期，生产用电需求下降。据了解，4月29日至5月3日，山东实际日调度最高用电负荷平均值下降10％。

而“负电价”时段，山东遇大风天气，5月1日至2日风力发电平均出力达到1100万千瓦，同时，连日的晴天也保证了光伏在午间的发电量，短时间系统负荷压力不小。

值得一提的是，“负电价”的概念在我国还很新，但在新能源发展较为成熟的海外市场，负电价较为普遍。

事实上，早在2007年，德国日内市场首次引入负电价;2008年，德国/奥利地日前市场引入负电价；2010年，法国日前和日内市场引入负电价；2012年、2013年奥地利和瑞士日内市场先后引入负电价。据统计，2019年，德国有101小时出现过负电价，2020年因为疫情对用电的影响，负电价的时长总计298个小时。

负电价并不意味着新能源发电已过剩。不过电力市场如果经常性出现负电价，意味着电力行业在能源快速转型期，如何构建新型能源体系，已经上升为不可回避的新课题。

越来越多的波动性能源涌入电网时，电价波动的幅度也越来越大，在欧洲的电力现货市场，会出现电价极高或者极低的情况，负电价也成为一种频繁出现的现象。

德国业界认为，这是旧能源系统和新的能源系统之间的冲突的表现之一，是旧的、相对不灵活的、以化石燃料为主的系统向的新的、可变的、依赖于天气的、以可再生能源为主的电力系统过渡中出现的现象，是现有发电设备的灵活性以及需求侧灵活性不足造成的结果。

储能如何助力电力系统“灵活性”

多名业界人士表示，增加电力系统的“灵活性”是防止未来出现更多负电价的关键。

比如更多的储能系统、更智能的电网、发达的虚拟电厂网络、以及更灵活的传统生产商，能源系统的灵活性不仅可加快发挥现货市场的作用，还可以防止负电价出现。

但值得警惕的是，对于独立储能电站来说，负电价的出现并不直接意味着盈利，电价差才是关键。但对于分布式发电配置储能来说，全天持续较长时间的负电价，或可一定程度刺激分布式发电考虑储能设备安装的可能性。

总体看来，负电价持续且长时间出现，增配储能显然是一个可行的解决途径。但显然，目前光伏叠加储能的成本还仍旧较高，储能成本持续降低，实现较好盈利，才能有可能迎来更大机遇。

但国内采用大电网系统，电力市场化机制尚未形成，峰谷价差套利等海外较为成熟的储能盈利模式获利空间较窄，更确定的盈利模式对行业的持续发展至关重要。

当前，储能几乎已经成为山东光伏电站的标配，而山东也明确表示将储能容量配置比例作为风光项目并网的最优先条件，按照统一的排序规则依次保障并网。

然而，储能盈利能力并不太乐观。当前储能收益主要来自峰谷价差的套现，参与调峰辅助服务市场占比较小。而峰谷价差的盈利能力又取决于峰谷价差空间与充放电次数。即便峰谷价差空间在一定条件下达到收益标准，但同时也要考虑到储能在参与电力市场交易中的其他杂项费用，综合来看，光伏配储的收益率仍然较低。

山东省电力低价或负价节点往往在中午，而傍晚18-19点左右为高价点更可能发生的时间。所以大多数储能电站目前普遍采取“中午充电，傍晚放电”的策略。这种方法欠缺精准，因此总体盈利状况不如想象中乐观。

如何加强储能的有效利用率和降低储能的成本成为发展的关键。

在政策层面，新型储能正占据众多红利。4月以来，各省份陆续出台重磅政策，刺激或者引导新型储能的发展。

比如《山西正备用辅助服务市场交易实施细则》于5月10日发布，试行期两年。正备用容量主要是为保障用户可靠供电的电网安全最小正备用容量，满足新能源跨日大幅波动及预测偏差、省间需求或保供要求引起的备用需求；浙江省于2023年开展第三方独立主体参与电力辅助服务结算试运行工作。

另外根据国家能源局最新反馈，除抽水蓄能外的其他新型储能项目暂未纳入电力业务许可管理，暂不需要取得电力业务许可证。那么从某种意义上来说，储能入局门槛仍旧相对较低。

在政策对储能的鼓励和市场对储能的需求双方面来看，储能将加速进入 “宽进严出”的阶段。

伴随储能要承担起大规模新能源接入电网的调节，实现新能源电力上网、保持电网高效安全运行和电力供需平衡。

那么，储能电站的运营周期必然大大长于新能源汽车，这也对电池循环次数、系统的效率、系统安全性的要求会更高。

目前对于储能循环寿命的测算大多是理论层面的，并不严谨；储能安全仍是刺激储能安身立命的关键；而如何实现储能的高经济性，仍是储能领域的核心命题。

原标题：“22小时持续负电价”对储能影响几何？