昨天，一份文件在光伏行业引起轩然大波！那就是山东省发改委近日发布的，关于征求《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》意见的公告。
征求意见稿称：对市场电能量申报设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.30元，下限为每千瓦时-0.08元。对市场电能量出清设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.5元，下限为每千瓦时-0.1元。
负电价“暴击”工商业光伏发展
在经历了三年快速发展之后，山东已然跃居全国第一光伏大省的位置。截至2022年，山东光伏累计装机规模超42.7GW，成为第一个突破40GW大关的省份。与此同时，在“十四五”规划中，新能源发展依然是山东省能源转型的重中之重，其中大基地项目超过40GW，包含海上光伏、风电基地，鲁北盐碱滩风光基地以及西南采煤沉陷区光伏基地等。
征求意见稿里负电价的出现再次将山东这一新能源大省送上了行业“热搜”。尽管这一电价政策对于山东的新能源电站来说并不是新规，但从山东整体电力市场的趋势来看，对于新能源并不“友好”。
事实上，从山东电力交易中心公布的电力现货市场结算数据来看，今年3月以来，在不包含容量补偿电价的情况下，发电侧小时级电价屡次出现负电价，最低达到-0.08元/kWh，而负电价的主要时间段则为下午13时左右，个别日期11~15时均为负电价时间段，即便不是负电价也是全天电价最低的时段，而此时正是光伏的发电高峰期。如此低的电价出现在光伏发电出力最好的时段，导致安装工商业光伏电站的收益率直线下滑。
想要装光伏的业主犹豫了，因为安装后，可能还不如用电网的电便宜。更重要的是，以前投资的工商业电站电价也变了，可以说投资商和业主损失严重，欲哭无泪。
强行上储能紧箍咒真的合适么？
如果工商分布式光伏的客户不接受较低的收益率，还有一种措施，那就是光伏配储！
3月7日，山东省能源局发布《山东省能源绿色低碳高质量发展三年行动计划（2023—2025年）》和《山东省能源绿色低碳高质量发展2023年重点工作任务》，提出大力发展储能。
文件指出：
到2023年底，全省新型储能装机规模达到200万千瓦以上，在运在建抽水蓄能电站装机达到800万千瓦。
到2025年，新型储能设施规模达到500万千瓦左右，抽水蓄能电站在运在建装机达到800万千瓦。
这也就意味着，2023年到2025年两年间山东新型储能装机预计规模将新增3GW。
3月8日，山东省能监办发布了《山东能源监管办关于征求《山东省电力并网运行管理实施细则(2023年修订版)》《山东省电力辅助服务管理实施细则(2023年修订版)》规范性文件意见的通知》。根据以上文件，5MW/2小时以上的独立储能电站可以提供电力辅助服务并参与费用分摊。
其中文件要求：新能源电站应严格按照项目接入批复方案的要求配建或租赁储能装置。这一份更是号称山东“史上最强配置储能”的文件，光伏电站被上了紧箍咒。
对于独立储能电站来说，负电价的出现并不直接意味着盈利，电价差才是关键。但对于分布式发电配置储能来说，全天持续较长时间的负电价，或可一定程度刺激分布式发电考虑储能设备安装的可能性。增配储能，在午间充电，在用户可承受较高电价时段放电，显然是一个可行的解决途径。
然而，储能配比不断增加背后其盈利能力似乎并不乐观。有分布式投资商表示，“尽管受国网山东文件影响，分布式光伏收益率显著下滑，但相比单独增加储能的成本而言，两者核算的收益率完全不在一个水平。目前储能的成本还是太贵了，暂时没有第三方投资商愿意考虑配置储能。”
此前，有关部门曾对3月用户侧配储进行了相关分析，在考虑到峰谷价差、循环充放电价差后，全国仅有9个区域全投资收益率超过6%。有储能专业人士表示，储能收益主要来自峰谷价差的套现，参与调峰辅助服务市场占比较小。而峰谷价差的盈利能力又取决于峰谷价差空间与充放电次数。即便峰谷价差空间在一定条件下达到收益标准，但同时也要考虑到储能在参与电力市场交易中的其他杂项费用，综合来看，光伏配储当下的收益率仍然较低，光伏电站将盈利寄希望于储能，仍然为时尚早。
专业人士表明：只有进一步降低储能的配置成本和继续拉动工商业电价峰谷电价差，配置储能的经济性才会更加显现。
