随着新能源装机占比在电力系统的提升，“负电价”的也经常出现在大众视野中，但是具体什么原因导致了负电价的产生？ 小编和很多前辈还有朋友聊过，大家都可以说出一二，个人感觉这个文章的概况相当于综合了大家阐述的各种原因，会全面一些，供大家参考
阅读正文前，建议先读一下本末老师以下三篇有关负电价的文章，这会让你对负电价的现象、背景、原因和影响有一个更清晰的认知。
在最近一篇引用我观点的文章中,《经济学人》重点强调:
随着风光新能源电站在欧洲的普及,欧洲政策制定者面临的问题是如何处理这些场站产生的所有电力。超低甚至负电价表明,目前这些电力并没有得到很好的利用,反映了基础设施和监管制度方面的“疏忽”。
确实,超低甚至负电价的出现频次正在相对急剧增加。这已在许多文章和帖子中有所记录。例如,比利时报纸《De Tijd》发表了一篇文章,其中包含这张图表,展示了比利时每年负电价小时数的累计值。我们可以看到,2024年的负电价小时数远多于往年。
比利时累计负电价小时数的呈现
乍看之下,能源市场的负电价似乎不合逻辑。为什么有人会付钱让用户使用电力?尽管这看起来可能令人费解,但有几个因素导致了这些负电价。在这篇文章中,我将解释负电价背后的原因,主要关注欧洲电力市场的基石-日前市场。
负电价情况一览:德国
首先,让我们看看欧洲最大的电力交易市场德国的数据。我们可以观察到,日前市场上的负电价在过去已经出现过(见2019年和2020年)。尽管如此,我们也可以看到,2024年无疑将创造新纪录,无论是负电价的总数还是这些负电价的累计值。下面的第一张图表显示了不同年份的一天中不同时间段负电价出现的小时数。
[图片:每年和每小时的负电价小时数]
第二张图是德国过去几年负电价小时的累计值。显然,光伏发电驱动了更多的负电价时段,这在2019年和2020年并不明显。此外,这些年的整体能源价格比现在低,特别是与能源危机高峰期(2022年)相比；较低的能源价格使得更容易出现负电价。
[图片:德国每年和每小时负电价的累计价值]
负电价情况一览:西班牙
与德国不同,西班牙只在今年观察到负电价。此外,这些价格与德国的显著不同,因为它们往往更接近于零。事实上,西班牙的最低负值为-2欧元/兆瓦时。如下图所示,负值的出现与光伏发电强烈相关。
[图片:2024年西班牙每小时负电价次数]
为什么西班牙的负电价接近于零,而德国的负电价可能低得多?为什么有市场参与者愿意付费发电?为什么他们不能简单地关闭发电,因为这似乎更经济?
负电价可能有各种原因。让我们深度探讨一下。
原因1:发电机组无法减少发电或停止运营
一些市场参与者愿意以负价格出售电力的第一个原因是他们无法关闭或减少发电。这种无法调整输出可以表现在几个方面(非详尽列表):
大型水电站:当水库满水时,这些电站必须继续发电,除非有适当的支路系统。 径流式水电站:这些电站有时没有配备停止发电的设备。 小型太阳能装置:许多屋顶光伏系统设计前期没有考虑根据外部因素(如市场价格)调整其发电输出的架构，这些系统通常是"安装后就忘记"的设置。
缺乏减少发电输出的能力也与缺乏适当的激励有关，没有这些激励,就没有动力去安装调节发电能力的设备。这种缺乏激励往往与负电价的第二个原因有关。
原因2:补贴和支持计划的收入影响电价
补贴和支持计划正在影响市场价格的形成。有不同的机制在起作用:
上网电价或净计量方案实际上将发电行为与市场价格脱钩。在发电上网中,生产者将为实际上网的电量得到相应固定金额的补偿。它激励生产者最大化总发电量,而不是最大化系统价值。净计量方案具有相同的效果,除了上网电价的费率等于消费价格(通常更高)。 绿电绿证的环境附加权益,或任何在市场价格之上增加固定报酬的机制,都会激励发电商生产,直到价格达到负的溢价值。 一些差价合同(CfD)在出现负电价的情况下继续提供“保障”。一般来说,较新的CfD正在删除或限制此类条款。
尽管它们都导致负电价,但这些不同政策的影响却有较大差异。固定的上网电价和净计量导致必须产生交易的投标,因此产生了非常大的负电价；而固定的上网溢价,如绿色证书,应该只会导致有限的负电价,这取决于绿证的环境权益价值。同样,原产地保证(GO)的工作方式与绿证类似,通常情况下GO的报酬要低得多,只会导致有限的负电价出现(几欧元/兆瓦时)。
原因3:固定收益合同
与前一个原因类似,电力供应商有时会为光伏发电上网提供固定报酬；即使上网电价很低,也没有动力削减发电,反而人们会被激励继续发电。
唯一的区别是,低上网电价可能对长期鼓励自消纳模式有影响。广义上讲,净计量不提供任何自消费激励,因为上网电价和消费电价相同。像德国那样的赞助上网电价(小型太阳能装置约80欧元/兆瓦时)与私人供应商的上网电价(比利时,2024年7月约20至40欧元/兆瓦时)相比,对发电自我消纳的激励较小。
原因4:保持在线可获得来自电力市场辅助服务的收入
辅助服务,也称为电力储备服务,为市场参与者提供了额外的收益机会。如我之前的帖子(所强调的,当传统的灵活发电资产离线时,这些辅助服务的报酬往往会上升。对某些市场参与者来说,保持在线并提供这些辅助服务的财务收益可能超过其支撑成本,使其成为一种可行的策略来弥补任何不足。
原因5:机组关闭成本高昂
某些发电厂,如特定的核电厂和大型火电厂,在关闭和重新启动时可能会产生巨大成本。因此,如果负电价期间的持续时间不足以证明关闭电厂是合理的,这些设施通常会继续运行。
随着电力系统向更大的波动性发展,正在进行持续努力以提高这些传统上不灵活资产的固有灵活性。另外,人们也对使用适应性强的资源来替代它们感兴趣,以便更好地管理电力系统的波动。
原因6:电力不是唯一的输出
某些发电机组与其他过程相关联,如热电联产厂的热力生产。对于这些单元,减少或停止机组运营的决定不仅仅基于所生产电力的价值。如果有局部热需求,这些电厂将继续发电,即使价格为负。此外,在某些情况下,热电联产厂生产的电力可能通过支持计划获得额外补偿,提供另一个维持生产的激励。
不只是电力面临市场负电价的情况
负电价并不仅限于电力,尽管由于其性质,电力市场似乎比其他商品受到更大影响。然而,其他商品如天然气也出现过负电价的例子。
举例：德克萨斯州的美国现货天然气价格自5月以来首次跌破零,因为管道维护将天然气困在二叠纪页岩中,即使消费者为了躲避酷热天气而大量开启空调,导致对该燃料的需求飙升；可能更令人惊讶的是,在Covid-19大流行期间出现的石油负价格。
逻辑是相似的:当供应相对于需求过于丰富,且无法存储时,商品的价格就会变成负数,这意味着该商品在某种程度上成为了不受欢迎的产品。
负电价的未来趋势
许多人在质疑我们是否会在未来几年看到负电价的增加或减少。在我看来,这将在很大程度上取决于几个关键因素的发展:
1. 额外的可再生能源容量:将添加多少新容量?
2. 额外的容量支持计划:这些新容量的支持计划会是什么样的?
3. 电动汽车和储能的部署:这些将被广泛采用到什么程度?
4. 需求灵活性:需求侧管理将在多大程度上实施,其效果如何?
5. 电力需求:电力需求的增长率如何,特别是考虑到数据中心和氢气生产等新用途?
6. 当前电力结构的调整:现有的能源结构将如何适应?
7. 电网互联互通的增加:电网的互联性将如何发展?
8. 其他因素
鉴于这些变量,做出准确的负电价长期预测具有挑战性。然而,对于短期(直到2027年),我倾向预测负电价的发生率将从目前2024年的水平增加。
这主要是因为光伏的装机量仍在上升,而光伏发电的激励政策制定尚未对负电价情况进行合理的考虑和调整,并且其他因素(电动汽车、储能、需求灵活性)还没有达到足够的规模来应对光伏装机增长带来的负电价影响。在这个时期之后,我们可能会有一个不同的技术环境,灵活性增加,负电价的出现频率也会受到限制。
Julien Jomaux
https://gemenergyanalytics.substack.com/p/the-reasons-for-negative-prices
