第一財經記者獲悉，近日，德國因為太陽能發電過剩導致電價跌至負值。動態電價提供商Rabot Charge數據顯示，德國4月份現貨市場出現了50個小時的負電價，最低價格超過負0.05歐元/kWh。

“負電價”是指電力市場中供大于求導致市場結算價為負值。意味著，發電企業每發出一度電需要向購電者支付費用，購電者不僅不需要付電費，反而從發電企業取得收入。

為何出現“負電價”

電力商品具有無倉儲性，電能的生產、交割和消費幾乎同時完成。隨著新能源裝機容量的增加，因新能源發電波動性和間歇性的特性，風、光電量爆發時段與用戶需求量不匹配，導致容易出現負值現貨交易價格的情況。

負電價反映的是可再生能源大規模接入電網帶來的“消納問題”，并不意味著電力供應處于過剩的狀態。

國信證券分析稱，由于我國風光新能源資源分布與電力需求存在空間錯配，以及風光新能源出力與用電負荷在時間上的錯配，導致隨著新能源并網規模持續增加，西部一些地區的風光新能源大發時段存在電量供過于求的情況，風光新能源消納面臨挑戰，棄風棄光率開始上升，新能源參與市場化交易電量的電價呈下行趨勢，部分地區電力現貨市場出現負電價現象。

此次再次出現負電價的德國近年來正在大力推進光伏裝機和可再生能源發展。

德國聯邦網絡管理局（BNetzA）統計數據顯示，2023年，德國可再生能源新增裝機容量17GW，總裝機容量接近170GW，同比增長12%。其可再生能源的增長主要來自光伏，與2022年相比，德國2023年的光伏發電量幾乎翻了一番。

負電價最早出現在德國。2007年，德國電力日內交易市場首次引入負電價。據國信證券統計，2017年德國負電價出現次數超過100次，2020年僅第一季度就出現了128小時的負電價。

不止德國。由于電力市場已成熟，在可再生能源普及程度高的荷蘭、西班牙、丹麥等其他歐洲國家，負電價現象頻發。奧地利、法國、瑞士分別在2008年、2010年和2013年引入負電價。

以2023年夏天為例，根據歐洲電力交易所EPEX SPOT公布的數據，7月初，歐洲電力市場出現周末接近一整天負電價的情況，德國和荷蘭中午時段甚至出現負500歐元/兆瓦時的價格。背后主要原因是，歐洲光伏發電激增，導致電力供應的階段性過剩。

2023年，歐盟出現負電價激增現象。

歐盟能源監管合作機構（ACER）發布的《歐盟電力批發市場的主要發展-2024年市場檢測報告》（下稱《報告》）顯示，2023年，歐盟出現負價格的激增現象。歐盟50個電價競標區域中，有27個遇到2017年以來最高次數的負價格，大多數北歐電價競標區域出現了最高數量的負價格（超過380次）。

理性看待“負電價”

四年半前，在風光資源發達的山東省首次出現“負電價”。

2019年12月11日13時，山東電力現貨日前市場出現了負40元/兆瓦時的出清價格，這是國內首次出現負電價。

據山東電力市場現貨交易中心數據，2023年5月1日至2日，山東實時負電價時段長達21小時，刷新了長周期現貨試運行的負電價時長紀錄。最低實時電價出現在5月2日17時，為負85元/兆瓦時。也就是說，消費者用一度電“掙8分錢”。

據山東省發展和改革委員會官網，截至2023年12月31日，山東電網風電與光伏裝機容量突破8000萬千瓦，達8228.8萬千瓦，裝機規模位居省級電網第一。

海通證券認為，彼時山東出現長時間負電價的主要原因是正值節假日期間，部分工廠停工放假，工業用電大幅下降電網最高直調負荷下降15%。同時風電大發，晴好天氣光伏發電大增，電力供應大幅超過用電負荷，導致長時間的負電價。

據悉，2017年，山東、山西、浙江、四川等8個地區成為電力現貨市場建設的第一批試點。2023年3月，山東省發改委發布一份草案規定，正式將其電力現貨市場上的最低價格設定為低于零，成為國內首個將電力現貨市場價格下限設為負值的省份。

不過，由于山東的“負電價”發生在電力現貨交易市場而非中長期交易市場，實際影響有限。由于新能源風電、光伏發電的邊際成本為零，只要負電價損失不超過機組啟停和棄電損失，新能源電力運營商就有動力參與市場交易。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為：“應該理性看待非常局部短暫的負電價，這是可再生能源的逐漸普及和電力市場發展的正常結果，未來也會成為一個常態化的現象。”

“如果停止發電，成本更高，所以部分發電方更愿意通過付費來進行電力消納。”前瞻經濟學人資深產業觀察員周星認為，在“五一”假期期間，山東白天光照充足，夜晚大風，風光發電量大增，疊加工廠放假用電量下降，煤電機組低容量運行，電力供應整體大量超過用電負荷。

國信證券分析稱，當電網電量供大于求時，傳統發電機組啟停成本過高，不能隨時啟停，新能源發電企業只能棄風限電造成電力浪費。如果發電企業以零電價甚至負電價將電力賣給電網公司來鼓勵用電側消納多余電量，則有望減少棄風限電現象。

再進一步看，短期的負電價也不能真正讓利于消費者。

“負電價的產生是因為某些時刻新能源大發導致電力市場供需失衡影響價格。”一位券商電新行業分析師今天在接受第一財經記者采訪時表示，發電企業需要付費向批發市場出售電力。比如發電企業支付電力運營商一定費用以保證自己的發電設備繼續運行。但是這個價格發生在批發市場，終端用戶一般很難從中受益，需要還要加上稅/費/輸配費才是用電側的價格。

業內人士表示，未來隨著新能源裝機占比增加，光伏大發與用電高峰的時間錯配問題將進一步凸顯，負電價發生的可能性增加。

記者注意到，2023年1月6日，國家能源局發布《新型電力系統發展藍皮書（征求意見稿）》提出，到2030 年，推動新能源成為發電量增量主體，裝機占比超過40%，發電量占比超過20%；至2045年，新能源成為系統裝機主體電源。

據國際能源署預測，由于太陽能光伏和風能在發電中領先于其他能源，可再生能源在發電中的比例將從2020年的29%上升到2050年的近70%。