打击光伏？剑指配储！山东负电价，究竟为什么...

来源：光伏盒子

发布时间：3/17/2023 9:38:29 AM

山东作为中国光伏第一大省，光伏市场波澜壮阔，政策补贴如阳光挥洒，海面之上波光粼粼，光伏电站鳞次栉比。2022年新增装机量9.26GW，截至年末，累计装机规模超42.7GW，成为中国首个装机规模超过40GW的省份。

然而海域之内常有暗流潜藏，电力市场改革早已开始搅动山东光伏这片汪洋。储能巨轮停于旋涡中央，“负电价”犹如万斤铁锚抛下，落海之时必定激起千层浪。

负电价并非首次出现

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）》，拟对市场电能量出清设置价格上限和下限，其中上限为1.50元/kWh，下限为-0.10元/kWh，这意味着山东电力市场将出现负电价。

负电价机制，是允许发电企业在电力市场竞争过程中为了将多余的电量消纳，以一种补贴方式奖励给客户，常见于美国、德国和澳大利亚等更先进的电力交易所。

事实上，负电价在咱们好客山东也不是啥新鲜事儿。

据山东电力交易中心公布的电力现货市场结算数据，早在2019年12月11日13时日前出清电价首次出现了-40元/MWh的价格。

2022年12月10~12日，11~13时左右，太阳能发电达到峰值，山东发电侧现货价格再次出现每天1~2个小时的-80元/MWh出清电价。

今年3月以来，在不包含容量补偿电价的情况下，发电侧小时级电价屡次出现负电价，最低达到-80元/MWh，负电价的主要时间段为下午13时左右，也有个别日期11~15时均为负电价时间段，即便不是负电价也是全天电价最低的时段，这些时间段均为光伏发电高峰期。

纵观山东电力现货交易全年数据，光伏发电高峰时段10~15时仅在每年的7~9月为发电侧小时级高电价，其余月份几乎均为电力现货交易的最低电价。

据统计，自2022年2月初到2023年1月底，上午10时到下午15时，高低电价出现频次悬殊较大，最低电价出现530频次，最高电价仅为17频次。负电价共计出现176次，其中135次为-80元/MWh的“地板价”。

电价变动，影响几何

市场价格是一根行业指挥棒，决定了哪些项目继续投产，哪些项目则需放缓脚步。

除地面电站受发电侧电价影响之外，山东自发自用、余电上网的工商业分布式光伏电价也受困于峰谷系数调整政策带来的风险。

去年11月，国网山东电力公司会同山东电力交易中心发布《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，于2023年1月执行完毕。

2月，山东谷段用电侧价格降至0.3元/度左右，而此前大部分能源合同管理签署价格在0.6元/度以上，这意味着业主每用光伏电站一度电就要亏0.3元/度。因此出现大量项目中止，业主要求重新签订合同，部分投资商已经暂缓在山东省的安装计划，正在安装的也悉数转向全额上网模式。

光伏盒子此前对此公告写过详细解读：1MW电站损失541万！新电价对山东光伏打击有多大？（附收益对比）

那么这次反响巨大的“负电价”又会对本就动荡的山东电力市场造成怎样的影响呢？小盒子就此问题询问了光伏群友，得到如下反馈：

电价降低，发电反哺电网，投资商前期投入较大，回收周期变长，难以在一定时间内达到资金回流。同样是已经签署的项目将无限期搁置，推行缓慢，面临违约风险，恐造成大量资源浪费。

盒子预计，随着新能源电动车的推广，电价仍有上升的可能性，同时光伏成本的下降，也有利于投资商的投资收益。但就2023年来说，自发自用模式逐渐下降，全额上网必将只增不减。

也有群友提出：负电价意味着企业发电要倒给电网公司钱，那发电企业可以停止不发吗？

在常规电源中，除了燃气机组可以灵活启停外，煤电、核电等都不适于频繁启停或快速上下调节出力，首先是技术上难以实现，其次成本代价也非常高。

以火电机组为例，一台600MW机组一旦启动，最小技术出力应该在240MW左右。即使在负荷需求较低的时候，系统仍需要保持一定量的传统机组运行在最低出力水平，从而保证系统有快速的响应能力，来抵消未来负荷和新能源电力的变动。虽然负电价已经出现，但是考虑到停机会增加启动费用，最终也只能通过让火电机组暂时承担负电价，来降低整个系统的运行成本。

除了考虑启停机成本，还要顾及电网稳定，耗电骤减骤升都可能会引起电网瘫痪，最终又绕回了消纳问题。

负电政策，剑指配储

2023年春节，山东弃光现象再现。

山东省户用光伏再次参与调峰，调峰的时间为1月19日(腊月二十八)0 时至1月28日(正月初七)0时，共计9天限电停发。

即使是全国光伏第一大省，山东电网仍以火电为主，全省煤电机组装机容量占总容量的74.2%，系统调峰问题较为严峻。

随着山东省产业结构调整，第三产业和居民生活用电迅速增长，使得电网峰谷差不断增大，日负荷率持续下降。

电网主要依靠燃煤机组调峰，可随着电网最大峰谷差逐年加大，电网调峰手段不足的矛盾日益突出，频频出现弃风弃光现象。

综合这些因素，山东亟需发展电网侧储能，才能满足系统调峰需求，保证电网安全运行。为了解决消纳配储问题，山东已经不是第一次出台相关导向性措施。

去年8月，山东省能源局《山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见(试行)》中明确，整县分布式光伏项目根据各市、县(市、区)规划要求因地制宜配置或租赁储能设施，保障并网。

3月1日，山东省能监办发布《山东能源监管办关于征求《山东省电力并网运行管理实施细则(2023年修订版)》，要求新能源电站应严格按照项目接入批复方案的要求配建或租赁储能装置。

山东省5MW/2h以上的独立储能电站可以提供电力辅助服务；新能源场站实际配建或租赁储能容量不足的，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量。

而此次的“负电价”，旨在倒逼市场，提高“风光电”利用率，提升前端技术和成本投入，配置电网侧储能，进行峰值调控。

当然，负电价的出现也并不意味着储能将会盈利，储能收益主要来自峰谷价差的套现，电价差才是关键。即便峰谷价差在一定条件下达到收益标准，也要考虑到储能在参与电力市场交易中的其他费用，综合来看，光伏配储当下依然面临着高成本、低收益的问题。

最后

目前山东新能源深陷消纳困境，而另一边，在“十四五”规划中，新能源发展依然是山东省能源转型的重中之重，包括海上光伏、风电基地，鲁北盐碱滩风光基地以及西南采煤沉陷区在内的大基地项目共计超过40GW。对于新能源投资企业来说，山东是兵家必争之地。