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在烈火烹油般的能源轉(zhuǎn)型競賽中，山東可謂傲視全國。特別是光伏發(fā)電，2017~2022年，山東省累計光伏裝機連續(xù)6年位居全國第一位。截至2022年底，山東光伏累計裝機42.7GW，占電力總裝機的22.5%，疊加風電，則風、光裝機占比達到34.6%，同比增加4.1個百分點。

作為新能源大省，山東也率先迎來新能源成長的“煩惱”，調(diào)峰壓力劇增，市場化變革快速推進，新能源電站運營商負重前行。值得重視的是，這絕不僅僅是山東“獨憂”，而是未來全國統(tǒng)一電力市場下的普遍寫照。

電價成為最大的不確定性

解決新能源裝機迅猛增長帶來的消納問題以及保障電網(wǎng)安全運行，山東積極探索新能源參與市場方式。按照政策規(guī)定，簽訂市場交易合同的新能源場站在電網(wǎng)調(diào)峰困難時段優(yōu)先消納，自愿參與中長期交易的集中式新能源場站全電量參與現(xiàn)貨市場；未參與中長期交易的集中式新能源場站，10%的預計當期電量參與現(xiàn)貨市場。

據(jù)業(yè)內(nèi)人士介紹，山東光伏電站參與電力交易普遍陷入兩難境地，與售電公司簽訂中長期合同時，因出力曲線不能單獨滿足正常用電需求，無法達到理想的中長期合約價格，而現(xiàn)貨交易，當光伏大發(fā)時（中午時段），現(xiàn)貨市場價格往往很低，收益并不理想。2022年山東光伏市場化交易結(jié)算價格較保障性收購電價降低10%左右。

3月，山東新能源現(xiàn)貨交易市場再度“雪上加霜”。山東發(fā)改委印發(fā)《關于山東電力現(xiàn)貨市場價格上下限規(guī)制有關事項的通知（征求意見稿）》，對市場電能量申報設置價格上限和下限，其中上限為每千瓦時1.30元，下限為每千瓦時-0.08元；對市場電能量出清設置價格上限和下限，其中上限為每千瓦時1.50元，下限為每千瓦時-0.10元。負電價直接將山東推上行業(yè)“熱搜”。

實際上，負電價在山東過去一年的電力現(xiàn)貨市場不間斷結(jié)算試運行中十分常見。據(jù)媒體統(tǒng)計，2022年2月初至2023年1月底，在光伏項目發(fā)電量高峰時段，發(fā)電側(cè)售電價格出現(xiàn)了176次的負電價，其中135次為-0.08元/kWh的“地板價”。

“但市場化交易是新能源發(fā)電企業(yè)不愿意又無法逃避的道路，必須正視和重視電力交易。”上述人士指出。根據(jù)頂層規(guī)劃，到2030年新能源將全面參與市場交易。

提升電力市場對高比例新能源的適應性，山東也相繼發(fā)布新政，如逐步建立與新能源特點相適應的中長期電力交易機制，明確新能源與配建儲能作為聯(lián)合主體參與市場交易。

當然，電價之困并不僅僅是集中式地面電站，山東工商業(yè)分布式光伏也面臨著電價風險。去年11月16，國網(wǎng)山東電力公司會同山東電力交易中心發(fā)布2023年容量補償分時峰谷系數(shù)及執(zhí)行時段的公告，首次引入深谷和尖峰系數(shù)及執(zhí)行時段，其中除夏季外的11：00~14:00被劃分為深谷段，而這正是光伏發(fā)電的出力高峰。

據(jù)測算，新峰谷電價下，山東工商業(yè)分布式光伏電價收益降低20%以上。不過，在3月30日PAT光伏先進技術論壇上，山東省太陽能行業(yè)協(xié)會常務副會長張曉斌表示，盡管峰谷電價新政對單個項目利空，收益降低、電價糾紛等，但從長遠來看，將釋放更多的消納空間，整體利好分布式光伏。張曉斌介紹，僅通過峰谷電價這一市場化手段，山東1月份前20天，大約有200萬負荷從晚高峰以及后半夜調(diào)整到了中午時段。

多家深耕山東市場的分布式光伏投資商也向北極星反饋，仍舊看好山東市場，應對分時電價政策，可由波動電價打折模式轉(zhuǎn)變?yōu)榧s定固定電價。此外，還可以改變光伏電站安裝朝向，由以往的南北朝向改為東西朝向，保證中午時段發(fā)電量低、早晚發(fā)電量高，彌補部分損失。

儲能之行道阻且長

提升新能源的電網(wǎng)友好型、提升電網(wǎng)的消納能力，在當下新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建中，儲能被寄予厚望，新能源配儲也成為諸多省份的強制性政策。

《2022年度電化學儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》顯示，截至2022年底，電源側(cè)儲能總能量約6. 80GWh，其中新能源配儲占比80. 80%。在山東2022年市場化并網(wǎng)項目名單中，6.93GW風光項目，平均配儲比例達到40%。

在3月公開的山東“兩個細則”修訂征求意見稿中，再次嚴卡新能源配儲，場站實際配建或租賃儲能容量不足的，按照未完成儲能容量對應新能源容量規(guī)模的2倍停運其并網(wǎng)發(fā)電容量，直至滿足接入批復方案要求為止。

與此同時，在峰谷電價新政下，分布式光伏配儲的方案呼聲漸高。山東棗莊、平陰、膠州也相繼發(fā)布政策要求分布式光伏配置儲能，容量15%~30%、時長2~4小時。

然而，無論是地面電站亦或分布式光伏電站，當下配儲均難以跨越經(jīng)濟賬。

某央企介紹，其在山東市場投用的新能源側(cè)儲能電站主要靠容量租賃、調(diào)用次數(shù)等政策補貼。

而新能源強配也將儲能行業(yè)推入非理性狀態(tài)。一家儲能設備廠商直言，考慮成本因素，新能源電站投資商更傾向于選擇性能較差、成本較低的儲能產(chǎn)品，最終導致新能源自配儲能“不敢用、不愿用、不能用”。

就用戶側(cè)工商業(yè)儲能，據(jù)悉通過峰谷套利的邊界條件為，一充一放，價差須達到1.2元；兩充兩放，價差須達到0.7元。

從4月全國電網(wǎng)代理購電價格來看，峰谷價差1.2元以上的僅浙江、上海、廣西三地。

總體來看，市場向往的由經(jīng)濟效益驅(qū)動的光伏配儲之路仍舊道阻且長。

不過，希望漸進，今年以來碳酸鋰價格飛速下跌，累計跌幅已接近60%，將帶動儲能電芯及系統(tǒng)價格快速下降。 

原標題：負電價、深谷電價 山東光伏市場之困與解