近日，山东发改委印发《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）》，文中拟对市场电能量出清价格下限设为-0.10元。“负电价”一时成为社会热议话题。
山东作为我国光伏装机规模第一大省，其在新能源后续发展过程中遭遇的问题及针对性应对措施，都将具有前瞻性意义。
- 一切都是为了增加新能源电力“柔性”出力能力
山东的政策文件，之所以拟将市场电量出清价格上限定为1.5元/kwh，下限定为-0.10元/kwh，其根本原因在于，新能源电力具有阵发特性，而社会用电是一天24小时连续需求；因此，需要形成一种有效的市场交易机制，引导社会投资投建储能系统，将新能源电站大发时的超发电力搬到其它时段来满足社会用电需求，从而使供电分时特性与社会用电分时特性能够有效匹配。
这种市场交易机制，也将引导新能源电站将已经配建的储能利用起来，扭转政策性配储热装冷用的局面。
- 不仅要看“负电价”，还要关注价格区间
理解山东的政策，不仅仅要留意“负电价”，还需关注价格波动区间。山东市场电量出清价格上限为1.5元/kwh，下限为-0.10元/kwh，对应峰谷价差为1.6元/kwh；按简单算数平均计算，其平均价格为0.7元/kwh。储能投资，要发挥的作用就是将接近负电价的电力搬到高于0.7元/kwh的时段售出。可追求的获利空间在0.8元/kwh以上。如果是新能源电站配储，发电成本按0.3元/kwh计，则储能的全周期度电成本低于0.5元/kwh时，既可以保障新能源电站的常规回报，又可以使对应储能的投资具有正回报。如果在保障新能源电站常规回报的同时，又追求储能的IRR回报率也要达到6%以上，则要求对应储能的静态全周期度电成本要低于0.25元/kwh。
- 良性循环的起点
投资储能来提高新能源电力的柔性能力，另外一个担心，是未来的峰谷价差是否会收窄，从而影响储能系统的中长期收益率。即随着储能投入的增加，峰谷时段的供需状态会改变从而导致峰谷价差收窄。
以中国的双碳目标为约束来分析，到2060年之前，峰谷价差系统性收窄可能性极低。这是因为，即使山东是国内光伏装机第一大省，光伏发电功率占总发电功率的比例仍低于20%，光伏电站未来有大量的新装增量空间，因柔性出力要求，对配套储能有巨大的需求。
未来新建的储能系统需要能应对光伏的发展趋势，其发展趋势大致可以分为以下三个阶段：
阶段一：该阶段为2030年以前，该阶段的光伏规模占比不高，对应的储能系统需要满足充电5小时，放电3小时，即光伏超发时段进行充电，在晚高峰进行放电。
阶段二：该阶段为2030年-2060年。该时期已经实现“碳达峰”，光伏发电占比逐步趋近于社会用电量的35%，光伏大发时，发电量显著大于社会当时用电量，超发占比显著。对应储能系统需要满足充电5小时，放电11小时，即光伏超发进行充电，并在晚高峰和平价电时期进行放电。
阶段三：该阶段为2060年以后，我国已经实现“碳中和”。光伏发电量超过社会总用电量的35%。阶段三的储能系统需要满足充电5小时，放电19小时，即光伏超发进行充电，并在光伏无法发电的其它19小时进行放电。
- 确保收益、满足当下、面向未来，首选长时储能
依于前面分析，山东政策引导社会投资配建的储能，需要具备以下特性：1）经济性，全周期度电成本需要接近甚至低于0.25元/kwh；2）长时性：具备长时稳定的充放电能力，连续充电时长5小时以上，连续放电时长3小时以上；3）灵活扩容特性：当期连续放电时长3小时，中期连续放电时长方便扩容至11小时，远期连续放电时长可方便扩容至19小时，且扩容不会影响系统经济性。
- 是“谁”在等待召唤？
依于山东《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）》的政策导向，梳理各储能技术路线，二氧化碳储能表现出了优越的政策适应特性：1）二氧化碳储能全周期度电成本低于0.25元/kwh，系统充放电时长越长，度电成本越低、经济性越突出；2）二氧化碳储能可在容量、充电功率、放电功率三个维度上独立扩容，单一维度的扩容成本低，能够根据调峰需要方便确保政策适配性，从而保障业主的投资回报率。
这就是缘分！共同携手，在山东做好示范，助力新能源时代加速到来！
