業內人士指出，歐洲和中國當前都面臨著同樣難題，即如何應對高比例新能源接入和提高電力系統靈活性。

　　歐洲電價近期猶如坐上過山車。一個月前，歐洲多國電力市場交易價格一度飆升，創下2024年內新高。但最近，因為新能源發電量大增，歐洲最大電力市場德國在2025年第一個交易日出現了4小時的負電價。此前，英國、法國、西班牙等國家2024年也不時出現負電價情形，歐洲電力市場負電價全年時長創歷史新高。

　　業內人士指出，負電價反映的是新能源迅猛發展下電力系統靈活性不足問題。2023年“五一”期間，我國山東省就曾因新能源發電量激增、用電需求不足，在電力交易市場出現過連續長時間的負電價情形。在全球加快能源轉型步伐和中國大力推進電力市場化改革的背景下，負電價在內的電價波動現象將在由市場競價機制決定的區域變得越發常見。

　　未來，負電價和峰值電價齊飛，將給發電商和終端消費者帶來哪些影響？負電價能否改善俄烏沖突后歐洲能源價格高企久矣的困局？歐洲乃至中國的電力系統將如何應對電價大起大落的新考驗？

　　負電價為何頻現

　　據歐洲電力交易所數據，2024年全年歐洲電力市場負電價時長創歷史新高。德國負電價時間長達468小時，同比增逾60%；英國負電價時長同比增長70%，達179小時；法國負電價時長翻倍至356小時；西班牙則首次出現負電價現象，全年累計出現247小時；芬蘭是2024年歐洲出現負電價小時數最高的國家，累計超過700小時。歐洲電力協會（Eurelectric）數據顯示，去年在歐盟范圍內，電力交易價格由市場競價機制決定的“競價區域”中，有17%的時間出現了負電價。

　　“負電價直觀解釋是電力市場中供大于求的體現，發電商通過付費刺激買家需求，以此避免高昂的處置成本。”北京一家虛擬電廠負責人李磊指出，電力作為能源商品的特殊性在于需要實發實用，保障電力系統平衡運行，否則將付出較高的處置成本。“從自身利益出發，發電商為了減少運維、儲能、啟停等成本損失，在某些時段必須要持續生產電能，就會采取‘價格戰’方式搶占發電空間，比如以低價甚至負價的市場報價策略，在系統出清時爭奪發電權。”

　　“在高度市場化的電力市場機制下，負電價的出現并不稀奇。”牛津能源研究所研究員秦炎告訴第一財經記者，歐洲早在2012年就曾出現負電價，原因在于電力市場某一時段供大于求，且歐洲電力市場規則較早引入了負電價。近年來，隨著歐洲風電、光伏裝機量增加，可再生能源比例越來越高，負電價出現的頻次和小時數也顯著增長。

　　更重要的節點出現在2022年俄烏沖突爆發后，歐洲自俄羅斯進口的大量管道天然氣資源被切斷，導致能源價格飆升。同年，歐盟發布“RePowerEU”計劃激勵低碳轉型，希望大力發展新能源保障能源供應。據Eurelectic數據，2024年，歐盟可再生能源占發電總量已升至創紀錄的48%，化石燃料占比28%，創歷史新低。歐洲能源監管合作機構（ACER）在《歐盟電力批發市場整合進展——2024年市場監測報告》中指出，隨著歐洲加快清潔能源轉型，化石燃料被逐漸替代，系統失去部分靈活性，加劇價格波動。

　　德國便是典例。華源證券研究所分析師劉曉寧發現，隨著德國光伏裝機量超過其最高用電負荷，該國中午時段負電價頻率增加。2023年德國太陽能裝機首次超過最大用電負荷，2024年這一差距進一步拉大至22GW以上。同年，德國中午時段負電價時間明顯增加，從2020年8-16時負電價時段占比53%提高到79%。

　　電力“零元購”？

　　負電價是否意味著發電商要做“賠本買賣”，同時又能讓利于消費者？業內人士認為并不全然。

　　以歐洲為例，秦炎告訴第一財經記者，“一些舊的風電場能獲得幾十歐元每兆瓦時的固定補貼，對它們來說，哪怕市場報價為負值，發電資產還是有凈利潤的，符合經濟性原理。”

　　李磊指出，負電價的深層邏輯是發電商“棄車保帥”，爭取利潤最大化。由于新能源發電有補貼、綠電等外部收益，只要電力交易價格高于其報價最低值，就會產生發電上網收益。“新能源機組以負電價優先交易獲得發電權，傳統電源也可以通過低報價保持機組開機狀態，避免頻繁啟停的成本損失。”

　　在我國，電力市場尚處于探索期，多數省份通過設定市場申報價格上下限，即類似于股票交易的漲跌停，來保持電力交易價格穩定。例如，浙江省在現貨市場運行方案中建議將市場申報價格上、下限分別定為800元/兆瓦時和-200元/兆瓦時；廣東等地則通過設定零電價，限定電價降至零后不能繼續下降。此外，我國無論是新能源還是化石能源電源的電力交易目前仍以月度、中長期交易為主，參與現貨市場的交易占比較少，因此現貨市場中負電價對發電商全年收益的影響較小。

　　同理，負電價對消費者的影響取決于其簽署的購電合約性質。“挪威早早普及了智能電表（smart meter），售電公司可以實時監測居民的用電情況，基于此，挪威居民全部簽訂了現貨電價合同，因此在負電價期間切實享受到了電費減免的福利。”秦炎告訴第一財經記者，而在德國、英國等國家，智能電表覆蓋率較低，居民基本上以簽訂長期購電協議為主，因此負電價對當地居民的影響少之又少。

　　此外，秦炎指出，德國居民電價中稅費和輸配電費占比過高，每度電近20歐分（折合人民幣1.5元），遠超挪威每度電5歐分（折合0.37元）的固定支出。德國電價中，發電價格和固定費用四六開的占比，意味著哪怕發電價格降至零，德國居民仍要承擔較高的稅費、輸配電費等支出。

　　如何應對新難題

　　業內人士認為，當下，歐洲和中國都面臨著同樣的問題，即如何應對高比例新能源接入和提高電力系統靈活性。

　　第一財經記者關注到，負電價正影響著開發商對待新能源的態度。作為電力購買協議（PPA）買方市場，隨著本國負電價越來越普遍，西班牙部分融資機構已不愿意向沒有長期固定售電合同的光伏項目提供貸款，因為這些項目未來的收益可能存在很大不確定性。在中國，長三角地區一家大型光伏總承包商負責人在去年6月告訴第一財經記者，有不同渠道傳言，新能源參與電力市場交易的時間可能要提前，且分布式占比高的地區要推動上網電量高比例參與市場交易，這導致市場投資新能源的信心不復從前，金融機構給他的結算也變慢了。

　　因此，一些PPA項目計劃修改合同條款來應對負電價頻發趨勢。瑞士咨詢公司Pexapark區域PPA交易主管Pepe Zaforteza提出了兩點建議，一是設置零價下限，在負電價期間，以零價而非日前市場價來結算價格；二是限制PPA涵蓋的負電價小時數，以此穩定新能源資產投資信心。

　　另外，將光伏等新能源發電站與儲能結合，對抗新能源入市風險，是業內較為統一的觀點。“當前儲能成本下降明顯。可以在部分政策合適的省份，通過虛擬電廠等技術，將光伏電站和儲能協同做好優化調度，發揮儲能調節性作用，以此保障光伏在現貨市場的收益。”兆瓦云創始人兼CEO劉沅昆認為，儲能在技術角度是解決部分時段新能源出力過剩的優先選項，通過電能充放實現新能源電力的錯峰應用，在負電價發生時可以進一步擴大充放電的價差收益。

　　“保障性收購和市場化交易相結合的方式，對于支持新能源項目的發展亦將起重要作用。”國家發改委能源研究所可再生能源發展中心副主任陶冶日前公開建議，中國可以在部分現貨市場的增量項目中，參考價差合約這類政策工具，為新能源發電項目提供政策保障。

　　價差合約的典型應用是英國CfD制度，即政府授權的低碳合同公司與可再生能源發電企業簽訂長期合同確定履約價格，發電項目直接按照電力市場規則參與市場交易，若市場電價低于合同履約價，則CfD資金池會向發電企業提供補貼至合同履約價，反之發電企業則要向資金池返還高出部分。CfD履約價格由多方競爭招標確定，不能超出政府部門確定的履約價格上限。

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責任編輯：李桐