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。

(资料图片仅供参考)

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。

（文章来源：科创板日报）

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