中國儲能網(wǎng)訊：近日，德國因為太陽能發(fā)電過剩導致電價跌至負值。動態(tài)電價提供商Rabot Charge數(shù)據(jù)顯示，德國4月份現(xiàn)貨市場出現(xiàn)了50個小時的負電價，最低價格超過負0.05歐元/kWh。
“負電價”是指電力市場中供大于求導致市場結算價為負值。意味著，發(fā)電企業(yè)每發(fā)出一度電需要向購電者支付費用，購電者不僅不需要付電費，反而從發(fā)電企業(yè)取得收入。
為何出現(xiàn)“負電價”
電力商品具有無倉儲性，電能的生產(chǎn)、交割和消費幾乎同時完成。隨著新能源裝機容量的增加，因新能源發(fā)電波動性和間歇性的特性，風、光電量爆發(fā)時段與用戶需求量不匹配，導致容易出現(xiàn)負值現(xiàn)貨交易價格的情況。
負電價反映的是可再生能源大規(guī)模接入電網(wǎng)帶來的“消納問題”，并不意味著電力供應處于過剩的狀態(tài)。
國信證券分析稱，由于我國風光新能源資源分布與電力需求存在空間錯配，以及風光新能源出力與用電負荷在時間上的錯配，導致隨著新能源并網(wǎng)規(guī)模持續(xù)增加，西部一些地區(qū)的風光新能源大發(fā)時段存在電量供過于求的情況，風光新能源消納面臨挑戰(zhàn)，棄風棄光率開始上升，新能源參與市場化交易電量的電價呈下行趨勢，部分地區(qū)電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負電價現(xiàn)象。
此次再次出現(xiàn)負電價的德國近年來正在大力推進光伏裝機和可再生能源發(fā)展。
德國聯(lián)邦網(wǎng)絡管理局（BNetzA）統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2023年，德國可再生能源新增裝機容量17GW，總裝機容量接近170GW，同比增長12%。其可再生能源的增長主要來自光伏，與2022年相比，德國2023年的光伏發(fā)電量幾乎翻了一番。
負電價最早出現(xiàn)在德國。2007年，德國電力日內交易市場首次引入負電價。據(jù)國信證券統(tǒng)計，2017年德國負電價出現(xiàn)次數(shù)超過100次，2020年僅第一季度就出現(xiàn)了128小時的負電價。
不止德國。由于電力市場已成熟，在可再生能源普及程度高的荷蘭、西班牙、丹麥等其他歐洲國家，負電價現(xiàn)象頻發(fā)。奧地利、法國、瑞士分別在2008年、2010年和2013年引入負電價。
以2023年夏天為例，根據(jù)歐洲電力交易所EPEX SPOT公布的數(shù)據(jù)，7月初，歐洲電力市場出現(xiàn)周末接近一整天負電價的情況，德國和荷蘭中午時段甚至出現(xiàn)負500歐元/兆瓦時的價格。背后主要原因是，歐洲光伏發(fā)電激增，導致電力供應的階段性過剩。
2023年，歐盟出現(xiàn)負電價激增現(xiàn)象。
歐盟能源監(jiān)管合作機構（ACER）發(fā)布的《歐盟電力批發(fā)市場的主要發(fā)展-2024年市場檢測報告》（下稱《報告》）顯示，2023年，歐盟出現(xiàn)負價格的激增現(xiàn)象。歐盟50個電價競標區(qū)域中，有27個遇到2017年以來最高次數(shù)的負價格，大多數(shù)北歐電價競標區(qū)域出現(xiàn)了最高數(shù)量的負價格（超過380次）。
理性看待“負電價”
四年半前，在風光資源發(fā)達的山東省首次出現(xiàn)“負電價”。
2019年12月11日13時，山東電力現(xiàn)貨日前市場出現(xiàn)了負40元/兆瓦時的出清價格，這是國內首次出現(xiàn)負電價。
據(jù)山東電力市場現(xiàn)貨交易中心數(shù)據(jù)，2023年5月1日至2日，山東實時負電價時段長達21小時，刷新了長周期現(xiàn)貨試運行的負電價時長紀錄。最低實時電價出現(xiàn)在5月2日17時，為負85元/兆瓦時。也就是說，消費者用一度電“掙8分錢”。
據(jù)山東省發(fā)展和改革委員會官網(wǎng)，截至2023年12月31日，山東電網(wǎng)風電與光伏裝機容量突破8000萬千瓦，達8228.8萬千瓦，裝機規(guī)模位居省級電網(wǎng)第一。
海通證券認為，彼時山東出現(xiàn)長時間負電價的主要原因是正值節(jié)假日期間，部分工廠停工放假，工業(yè)用電大幅下降電網(wǎng)最高直調負荷下降15%。同時風電大發(fā)，晴好天氣光伏發(fā)電大增，電力供應大幅超過用電負荷，導致長時間的負電價。
據(jù)悉，2017年，山東、山西、浙江、四川等8個地區(qū)成為電力現(xiàn)貨市場建設的第一批試點。2023年3月，山東省發(fā)改委發(fā)布一份草案規(guī)定，正式將其電力現(xiàn)貨市場上的最低價格設定為低于零，成為國內首個將電力現(xiàn)貨市場價格下限設為負值的省份。
不過，由于山東的“負電價”發(fā)生在電力現(xiàn)貨交易市場而非中長期交易市場，實際影響有限。由于新能源風電、光伏發(fā)電的邊際成本為零，只要負電價損失不超過機組啟停和棄電損失，新能源電力運營商就有動力參與市場交易。
廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為：“應該理性看待非常局部短暫的負電價，這是可再生能源的逐漸普及和電力市場發(fā)展的正常結果，未來也會成為一個常態(tài)化的現(xiàn)象。”
“如果停止發(fā)電，成本更高，所以部分發(fā)電方更愿意通過付費來進行電力消納?！鼻罢敖?jīng)濟學人資深產(chǎn)業(yè)觀察員周星認為，在“五一”假期期間，山東白天光照充足，夜晚大風，風光發(fā)電量大增，疊加工廠放假用電量下降，煤電機組低容量運行，電力供應整體大量超過用電負荷。
國信證券分析稱，當電網(wǎng)電量供大于求時，傳統(tǒng)發(fā)電機組啟停成本過高，不能隨時啟停，新能源發(fā)電企業(yè)只能棄風限電造成電力浪費。如果發(fā)電企業(yè)以零電價甚至負電價將電力賣給電網(wǎng)公司來鼓勵用電側消納多余電量，則有望減少棄風限電現(xiàn)象。
再進一步看，短期的負電價也不能真正讓利于消費者。
“負電價的產(chǎn)生是因為某些時刻新能源大發(fā)導致電力市場供需失衡影響價格?！币晃蝗屉娦滦袠I(yè)分析師今天在接受第一財經(jīng)記者采訪時表示，發(fā)電企業(yè)需要付費向批發(fā)市場出售電力。比如發(fā)電企業(yè)支付電力運營商一定費用以保證自己的發(fā)電設備繼續(xù)運行。但是這個價格發(fā)生在批發(fā)市場，終端用戶一般很難從中受益，需要還要加上稅/費/輸配費才是用電側的價格。
業(yè)內人士表示，未來隨著新能源裝機占比增加，光伏大發(fā)與用電高峰的時間錯配問題將進一步凸顯，負電價發(fā)生的可能性增加。
記者注意到，2023年1月6日，國家能源局發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書（征求意見稿）》提出，到2030 年，推動新能源成為發(fā)電量增量主體，裝機占比超過40%，發(fā)電量占比超過20%；至2045年，新能源成為系統(tǒng)裝機主體電源。
據(jù)國際能源署預測，由于太陽能光伏和風能在發(fā)電中領先于其他能源，可再生能源在發(fā)電中的比例將從2020年的29%上升到2050年的近70%。
