揭秘欧洲（德国）电力市场“负电价”

发电厂通过发电卖电获得收入，用户用电需要交纳电费，似乎是天经地义的事情，然而欧洲正在越来越多地出现一种相反的现象，即“负电价”(negative price)。负电价是指当电力市场中可再生能源发电大幅提高后，电力市场供大于求，市场结算价为负值。负电价意味着发电企业每发出一度电，就要向购电者支付费用，购电者不仅不需要付电费，反而从发电企业取得收入。

在正常的电力市场条件下，发电企业实行竞价上网，供应曲线与需求曲线交叉的价格就是结算价(clearing price)，也称为市场批发电价(Wholesale Price)。电力市场竞价上网的基本规则是按照不同发电类型的边际成本进行优先顺序排序(Merit Order)，竞价时按照边际成本(marginal cost)由低到高排序。所谓边际成本，是指每多发一度电的成本(可以等同于运营成本)。

发电企业对每个小时发电量进行报价，边际成本较低的首先竞价成功，边际成本稍高的排在第二位，以此类推。当竞价成功的电量与需求量相同时，最后一个竞价成功的电源报价就是结算价，所有竞价成功的电源都按照这个价格进行结算。

这里需要对各类电源的边际成本作出说明。如上所述，电源边际成本主要就是燃料成本。可再生能源发电的燃料成本为零，其边际成本接近零，因此是最优先竞价上网的电源。其他电源边际成本从低到高依次为核电、煤电、气电，这也是各类电源竞价上网顺序。

可再生能源参与市场竞价后，大幅拉低市场批发电价。当电力市场中没有可再生能源时，首先竞价成功的是核电、其次是煤电、气电。如图1左侧所示，核电、煤电和气电之和能够满足用电需求，小红点就是供需曲线交叉点，这个点就是此时市场结算价格。当可再生能源进入电力市场之后(如图1右侧所示)，由于可再生能源发电边际成本最低(接近零)，首先竞价成功，然后再安排核电、煤电就能够满足电力需求，这样就不再需要边际成本更高的电源(气电)，此时电力市场供应曲线右移、结算价格下移，导致结算价格下跌。

如果可再生能源能够满足或超过用电负荷，电力市场将出现零电价或负电价。如上文所述，当可再生能源进入市场后，电力批发价格会出现下跌。一种特殊的情况是，当可再生能源发电量本身就满足用电负荷时，批发电价就是零。而更为极端的情况是，当可再生能源发电量超过用电负荷需求，市场处于供大于求的状态，此时市场批发电价跌至零以下，这就出现了所谓负电价。出现负电价的时间大多是在阳光灿烂或大风的节假日低负荷时段，例如圣诞节之夜。

引入负电价机制是欧洲电力市场发展的一大趋势。长期以来，为了防止极端情况对电力市场规则的破坏，保护发电商和用户利益，欧洲几个电力市场都对批发电价进行了最高价和最低价限制，不允许出现零电价和负电价。但是近年来随着可再生能源快速发展，如果没有负电价，包括可再生能源在内的各类电源都会出于经济利益尽量发电，从而加剧电力市场供大于求的状况，不允许负电价的弊端越来越显现。截至目前，在欧盟范围内，电力市场规则中允许出现负电价的国家包括加入欧洲电力交易市场(EPEX)的四个国家(法国、德国、奥地利、瑞士)，以及比利时和荷兰，其他电力市场不允许批发电价跌至零以下。

2007年，德国日内市场首次引入负电价;2008年，德国/奥利地日前市场引入负电价；2010年，法国日前和日内市场引入负电价;2012年、2013年奥地利和瑞士日内市场先后引入负电价。据统计，2012年德国出现负电价时间总共56个小时，2013年48个小时。法国、比利时等其他市场2012年负电价小时数要低于德国，但在2013年显著增加。

负电价”与常规电源——常规电源遭受严重经济损失。常规电源中，除了燃气机组可以灵活启停外，煤电、核电等都不适于频繁启停或快速上下调节出力，不仅技术上难以实现，而且成本代价也非常高。当在某个时段可再生能源出力非常之大，足以满足甚至超过用电负荷，导致电力批发市场电价为零或负电价时，系统中的煤电等常规电源为了避免启停带来的巨大经济损失，宁可在电力市场上按照负电价竞价，采用“倒贴钱”方式获得继续发电的权利。所谓“两害相权取其轻”，只要负电价代价比启停代价低，常规电源别无选择。在德国电力市场负电价时段，褐煤电站出力至少在额定功率的42%，核电出力至少在额定功率的49%，只有燃气电站可以降出力至额定功率的10%。

“负电价”与可再生能源——促进可再生能源更好地响应市场供需形势，减缓固定上网电价机制下可再生能源对电力市场的扭曲。德国此前对可再生能源实施固定上网电价政策(Feed-in Tariff)，要求输电网公司无条件接纳所有可再生能源电力并按固定电价支付上网电费，然后输电网公司在电力市场上销售这些可再生电力。这样，可再生能源可谓“旱涝保收”，只管发电，不管卖电(produce and forget),即使电力市场供大于求出现负电价时，它们也继续兴高采烈地让风机继续旋转发电。

2014 年8月1日刚刚发布的德国新版《可再生能源法》(也被称为《可再生能源法》2.0版)，作出重大政策调整，要求所有大中型可再生能源项目都要采用直接销售模式(direct selling)，也就是参与竞价上网，国家在市场电价基础上给予一定电价补贴。当电力市场出现负电价时，可再生能源发电商就要好好权衡一下利弊了：如果能够拿到的电价补贴与其实际成本之间的差值比负电价绝对值要大，说明继续发电仍然是有利可图的，显然发电商会选择继续发电上网;反之，如果电价补贴与其实际成本之间的差值不足以弥补负电价，那么继续发电就要掏钱出去，这样发电商就会主动停止发电，这样也就减缓了电力市场供大于求的局面。

“负电价”与用户用电——用户并没有享受到电力批发市场价格下跌带来的好处。当电力市场批发电价非常低、为零，甚至负电价时，理论上传导的结果应该是用户用电价格也应该下降，用户应该得到实惠才对，但现实情况却更为复杂。在德国，用户一般都与售电商签订售电服务协议，协议期限通常是一年，给用户的电价在协议期限内是固定的。

售电商代表用户到市场上参与电力买卖交易，在批发电价基础上加上输配电价、各种税费(包括可再生能源电价附加费)，并考虑售电商合理收益后，确定给用户的电价。售电商因为直接参与市场交易，因此其价格与市场实时联动，但与用户电价并不发生联动。所以啊，售电商也要承担很大的经营风险，如果这一年电力市场批发电价非常低，而给用户的协议价格定高了，那么下一年用户就会抛弃原来的售电商，转向价格更为低廉的其他售电商;反之，如果这一年电力批发市场电价非常高，而给用户的协议价格定低了，这样售电商就要承担损失。