业内人士指出，欧洲和中国当前都面临着同样难题，即如何应对高比例新能源接入和提高电力系统灵活性。
欧洲电价近期犹如坐上过山车。一个月前，欧洲多国电力市场交易价格一度飙升，创下2024年内新高。但最近，因为新能源发电量大增，欧洲最大电力市场德国在2025年第一个交易日出现了4小时的负电价。此前，英国、法国、西班牙等国家2024年也不时出现负电价情形，欧洲电力市场负电价全年时长创历史新高。
业内人士指出，负电价反映的是新能源迅猛发展下电力系统灵活性不足问题。2023年“五一”期间，我国山东省就曾因新能源发电量激增、用电需求不足，在电力交易市场出现过连续长时间的负电价情形。在全球加快能源转型步伐和中国大力推进电力市场化改革的背景下，负电价在内的电价波动现象将在由市场竞价机制决定的区域变得越发常见。
未来，负电价和峰值电价齐飞，将给发电商和终端消费者带来哪些影响？负电价能否改善俄乌冲突后欧洲能源价格高企久矣的困局？欧洲乃至中国的电力系统将如何应对电价大起大落的新考验？
负电价为何频现
据欧洲电力交易所数据，2024年全年欧洲电力市场负电价时长创历史新高。德国负电价时间长达468小时，同比增逾60%；英国负电价时长同比增长70%，达179小时；法国负电价时长翻倍至356小时；西班牙则首次出现负电价现象，全年累计出现247小时；芬兰是2024年欧洲出现负电价小时数最高的国家，累计超过700小时。欧洲电力协会（Eurelectric）数据显示，去年在欧盟范围内，电力交易价格由市场竞价机制决定的“竞价区域”中，有17%的时间出现了负电价。
“负电价直观解释是电力市场中供大于求的体现，发电商通过付费刺激买家需求，以此避免高昂的处置成本。”北京一家虚拟电厂负责人李磊指出，电力作为能源商品的特殊性在于需要实发实用，保障电力系统平衡运行，否则将付出较高的处置成本。“从自身利益出发，发电商为了减少运维、储能、启停等成本损失，在某些时段必须要持续生产电能，就会采取‘价格战’方式抢占发电空间，比如以低价甚至负价的市场报价策略，在系统出清时争夺发电权。”
“在高度市场化的电力市场机制下，负电价的出现并不稀奇。”牛津能源研究所研究员秦炎告诉第一财经记者，欧洲早在2012年就曾出现负电价，原因在于电力市场某一时段供大于求，且欧洲电力市场规则较早引入了负电价。近年来，随着欧洲风电、光伏装机量增加，可再生能源比例越来越高，负电价出现的频次和小时数也显著增长。
更重要的节点出现在2022年俄乌冲突爆发后，欧洲自俄罗斯进口的大量管道天然气资源被切断，导致能源价格飙升。同年，欧盟发布“RePowerEU”计划激励低碳转型，希望大力发展新能源保障能源供应。据Eurelectic数据，2024年，欧盟可再生能源占发电总量已升至创纪录的48%，化石燃料占比28%，创历史新低。欧洲能源监管合作机构（ACER）在《欧盟电力批发市场整合进展——2024年市场监测报告》中指出，随着欧洲加快清洁能源转型，化石燃料被逐渐替代，系统失去部分灵活性，加剧价格波动。
德国便是典例。华源证券研究所分析师刘晓宁发现，随着德国光伏装机量超过其最高用电负荷，该国中午时段负电价频率增加。2023年德国太阳能装机首次超过最大用电负荷，2024年这一差距进一步拉大至22GW以上。同年，德国中午时段负电价时间明显增加，从2020年8-16时负电价时段占比53%提高到79%。
电力“零元购”？
负电价是否意味着发电商要做“赔本买卖”，同时又能让利于消费者？业内人士认为并不全然。
以欧洲为例，秦炎告诉第一财经记者，“一些旧的风电场能获得几十欧元每兆瓦时的固定补贴，对它们来说，哪怕市场报价为负值，发电资产还是有净利润的，符合经济性原理。”
李磊指出，负电价的深层逻辑是发电商“弃车保帅”，争取利润最大化。由于新能源发电有补贴、绿电等外部收益，只要电力交易价格高于其报价最低值，就会产生发电上网收益。“新能源机组以负电价优先交易获得发电权，传统电源也可以通过低报价保持机组开机状态，避免频繁启停的成本损失。”
在我国，电力市场尚处于探索期，多数省份通过设定市场申报价格上下限，即类似于股票交易的涨跌停，来保持电力交易价格稳定。例如，浙江省在现货市场运行方案中建议将市场申报价格上、下限分别定为800元/兆瓦时和-200元/兆瓦时；广东等地则通过设定零电价，限定电价降至零后不能继续下降。此外，我国无论是新能源还是化石能源电源的电力交易目前仍以月度、中长期交易为主，参与现货市场的交易占比较少，因此现货市场中负电价对发电商全年收益的影响较小。
同理，负电价对消费者的影响取决于其签署的购电合约性质。“挪威早早普及了智能电表（smart meter），售电公司可以实时监测居民的用电情况，基于此，挪威居民全部签订了现货电价合同，因此在负电价期间切实享受到了电费减免的福利。”秦炎告诉第一财经记者，而在德国、英国等国家，智能电表覆盖率较低，居民基本上以签订长期购电协议为主，因此负电价对当地居民的影响少之又少。
此外，秦炎指出，德国居民电价中税费和输配电费占比过高，每度电近20欧分（折合人民币1.5元），远超挪威每度电5欧分（折合0.37元）的固定支出。德国电价中，发电价格和固定费用四六开的占比，意味着哪怕发电价格降至零，德国居民仍要承担较高的税费、输配电费等支出。
如何应对新难题
业内人士认为，当下，欧洲和中国都面临着同样的问题，即如何应对高比例新能源接入和提高电力系统灵活性。
第一财经记者关注到，负电价正影响着开发商对待新能源的态度。作为电力购买协议（PPA）买方市场，随着本国负电价越来越普遍，西班牙部分融资机构已不愿意向没有长期固定售电合同的光伏项目提供贷款，因为这些项目未来的收益可能存在很大不确定性。在中国，长三角地区一家大型光伏总承包商负责人在去年6月告诉第一财经记者，有不同渠道传言，新能源参与电力市场交易的时间可能要提前，且分布式占比高的地区要推动上网电量高比例参与市场交易，这导致市场投资新能源的信心不复从前，金融机构给他的结算也变慢了。
因此，一些PPA项目计划修改合同条款来应对负电价频发趋势。瑞士咨询公司Pexapark区域PPA交易主管Pepe Zaforteza提出了两点建议，一是设置零价下限，在负电价期间，以零价而非日前市场价来结算价格；二是限制PPA涵盖的负电价小时数，以此稳定新能源资产投资信心。
另外，将光伏等新能源发电站与储能结合，对抗新能源入市风险，是业内较为统一的观点。“当前储能成本下降明显。可以在部分政策合适的省份，通过虚拟电厂等技术，将光伏电站和储能协同做好优化调度，发挥储能调节性作用，以此保障光伏在现货市场的收益。”兆瓦云创始人兼CEO刘沅昆认为，储能在技术角度是解决部分时段新能源出力过剩的优先选项，通过电能充放实现新能源电力的错峰应用，在负电价发生时可以进一步扩大充放电的价差收益。
“保障性收购和市场化交易相结合的方式，对于支持新能源项目的发展亦将起重要作用。”国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶日前公开建议，中国可以在部分现货市场的增量项目中，参考价差合约这类政策工具，为新能源发电项目提供政策保障。
价差合约的典型应用是英国CfD制度，即政府授权的低碳合同公司与可再生能源发电企业签订长期合同确定履约价格，发电项目直接按照电力市场规则参与市场交易，若市场电价低于合同履约价，则CfD资金池会向发电企业提供补贴至合同履约价，反之发电企业则要向资金池返还高出部分。CfD履约价格由多方竞争招标确定，不能超出政府部门确定的履约价格上限。
