在刚刚过去的那个周末,欧洲负电价覆盖的时空范围似乎进一步扩大,外媒称价格还跌至历史低点。在这背后,主要原因便是光伏发电激增,甚至导致供过于求。
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综合BNN Bloomberg及行业垂直媒体Renew Economy消息,随着当地光伏电池板数量持续增长,周日在欧洲电力交易所EPEX SPOT SE,德国与荷兰部分时段电力出现-500欧元/兆瓦时的价格。能源分析师兼评论员Gerard Reid列出数据指出,周末德国甚至接近一整天都处于负电价之中。
而周一的部分时段也出现负值,当日下午德国、荷兰、丹麦的电力价格均为负值,这一现象在需求较高的工作日较为罕见。
KrakenFlex全球市场主管Charlotte Johnson表示,周末是(欧洲)普遍出现负价的“破纪录时刻”,当天超过70%的时间里,电力交割价格为负数。
实际上,之前在夏季与公共假期期间,如果风特别大,负电力价格在欧洲较为常见,如今光伏发电进一步加剧了这种情况。
BloombergNEF分析师Andreas Gandolfo预计,整个7月与8月会出现越来越多负电价。
值得注意的是,之前在4月下旬,荷兰电力系统已出现过负电价。当地时间4月19日下午1点到2点,荷兰电力价格触及-739.96欧元/兆瓦时,加权平均电价则从上午10点开始,直到下午5点一直保持负数,消费者可以在消费过剩电力的同时获得现金支付。
如今看来,负电价出现频率及范围似乎已开始进一步扩大。
根据欧盟电力市场规则,允许出现负电价的国家包括加入欧洲电力交易市场EPEX的法国、德国、奥地利、瑞士、比利时和荷兰,其他电力市场则不允许批发电价跌至零以下。
如何理解负电价?欧洲电力交易中心给了定义:“负电价就是当高度不灵活的发电碰到了低需求时,电力批发市场的价格信号。”换言之,根源在于新能源发电的波动性造成电力供应的阶段性过剩。
能源智库Ember一项研究报告显示,2022年,风能和太阳能发电占欧洲电力的比例达到创纪录的22%,首次超过化石天然气(20%)并再次超过煤炭(16%)。越来越多的波动性绿电涌入电网时,电价波动的幅度也越来越大。
海内外均出现风光消纳问题 储能、虚拟电厂等需求水涨船高
而在我国,长城证券指出,除省内外电网通道分布因素,部分区域的“低电价”、“负电价”背后原因,其实也在于风光消纳问题。
截至2023年Q1,光伏装机规模排名前7的省份有:山东、河北、江苏、浙江、河南、安徽、青海,2023年前4个月的光伏利用率分别同比+3%、-0.5%、0%(100%消纳)、0%(100%消纳)、-1.6%、0%(100%消纳)、+3%。
其中分布式占比较高的山东省的光伏利用率“不降反增”,原因在于(1)存量带补贴光伏项目较多;(2)现货市场政策放开负电价机制;(3)储能规模无法与新能源规模配套。各项原因导致山东省容易出现“发电不赚上网电价而赚补贴”的情况。
另外,之前河南、河北4月弃光率位居前列,华福证券指出消纳问题已由三北地区延申至部分东部省份,而三省消纳问题,主要是新能源尤其是光伏高比例装机造成的调节能力承压,而非类似三北地区的负荷限制。
如何提高电网消纳能力?
华安证券则认为,消纳的核心在于调度调节能力及大规模超远距离输电能力。由此,储能、智能电网、虚拟电厂等需求水涨船高。
长城证券报告指出,“十四五”前两年对电源投资的增速显著高于电网投资增速,2022年电网工程投资额同比增长仅为1.95%,根据5月最新情况,电网工程投资额同比明显增长至10.8%。
短期来说,日内由时间错配带来的弃风弃光可由储能进行吸收利用,形成成熟的市场套利机制。长期而言,电网通道尤其是特高压的建设将解决资源时空错配带来的并网、跨省跨区域大范围调度和调配问题。
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