跌到0以下，欧洲摆脱8元1度的高昂电价？
跌到0以下，欧洲摆脱8元1度的高昂电价？
1月初，德国电价一度跌至负值，发电厂发电非但拿不到一分钱收入，还要倒贴给客户输电。这意味着欧洲消费者摆脱了1度电8块钱的高昂电价？
近期欧洲电价仿佛坐上了“过山车”，12月初，德国现货电价涨到近1度电8块钱，而1月初，其电价又一度跌至负值，发电企业做起了“赔本买卖”。
负电价是指，发电厂发电非但拿不到一分钱收入，还要倒贴给客户输电。
这样的情况持续了4个小时，1月6日，德国日前电价回升至每度0.23元人民币。
究其原因，可再生能源发电量激增导致能源供应远远超过了需求。目前为止，德国风电装机量已经飙升至40吉瓦。
这种电价剧烈波动并非偶然，而是在欧盟范围内的“电力价格由市场竞价机制决定的地理区域”变得越来越常见。据统计，在这些地方，有17%的时间出现了负电价。
2024年，德国的电价跌至负值的时间长达468个小时，比前年的292个小时增加60%以上；法国的电价处于负值的时间也增加了一倍多。
除此以外，还有荷兰、西班牙、芬兰等欧洲国家也发生过负电价。去年9月，法国电力交易所电价曾低至-0.156元人民币/度电。
图说：欧洲各国负电价总体变化情况
来源：Nordpool、EPEX、SEMOPx
上个月的高电价，是因为无风多云的天气让可再生能源无法发电。《环球零碳》对此曾进行分析：1度电8元！法国失控，德国闹翻，欧洲能源危机再袭。
这个月，却是可再生能源发电量太多，电价跌成负数，那就直接可以改变欧洲电费太贵的情况？
实际上，所谓的负电价，主要出现在电力市场的“日前拍卖”中，终端消费者还是照常付电费。
以德国为例，消费者支付的电费中，能源成本只占约25%，固定费用如税费，约占50%，输配费，约占25%。即使能源成本降为0，也有约75%的固定电费支出。
还有其他国家，如荷兰，大多数家庭都是与电力供应商签订固定电价合同，通常锁定6个月到2年的价格，不受市场价格波动影响。因此负电价的出现并不意味着家庭会收到电力消费的补偿。
也就是说，负电价跟消费者关系不那么大。那么负电价究竟是好事还是坏事？
有人说，负电价是欧洲可再生能源成功的证明。过去，负电价主要集中在可再生能源普及率极高的国家，如德国，并且偶尔出现。
然而，现在各国反复出现负电价，说明可再生能源已经占据了欧洲电力市场的“半壁江山”。
俄乌冲突以来，欧盟各国都在努力摆脱对俄罗斯天然气的依赖。在这之前，俄罗斯天然气几乎占欧洲全部能源使用量的四分之一。冲突发生后，欧盟迅速寻找其他能源并加速能源转型。
与此同时，还制定了可再生能源消费的新目标，到2030年达到45%，同时要求成员国在发放许可证时优先考虑可再生能源项目，以促进进一步的清洁能源投资。
据欧洲电力工业联合会1月3日公布的数据，2024年，欧盟可再生能源占发电总量达到创纪录的48%，核能占24%，化石燃料占28%。
图说：欧盟最新年度发电结构
来源：electricity-data
其中，德国联邦太阳能行业联合会1月6日发布数据，截至2024年年底，德国太阳能发电总装机容量首次突破100吉瓦。2024年德国14%的用电量由太阳能系统提供，与2023年的12%相比有所增长。
一切看似能源转型很顺利，其实不然。负电价有着更令人担忧的事情，反而深刻反映了能源转型的复杂性。
一方面，负电价正影响着开发商对待可再生能源的态度，从而拖慢欧洲能源转型进程。
去年10月，西班牙就曾警告，银行越来越挑剔，已经不愿意向“没有长期固定售电合同”的光伏项目提供融资，因为电力市场的不稳定性（负电价、零电价）让这些项目的未来收益存在很大不确定性。
这种情况实际上已经切断了独立开发商的发电厂的融资渠道，这些开发商没有通过这种类型的合同来保护自己的未来收入，而必须在电力批发市场上售电。
欧洲最大风能和太阳能开发商Statkraft就曾宣布放慢扩张步伐，预计新建的风能和太阳能发电设施数量将比以前减少，原因是成本上升和电价下降损害了这些项目的盈利能力。
另一方面，这展现了欧洲能源系统自身的结构性缺陷。
在淘汰传统能源的同时也削弱了能源系统的稳定性，能源系统靠天吃饭，变得更加脆弱。直接体现就是这两个月一会出现高电价，一会又出现负电价的情况。
高电价时：无风多云天气导致可再生能源发电量不足，用电量大大超过发电量，价格上升。
负电价时：当风力或者某种情况下，阳光突然变强烈时，会导致发电量大增，带来“消纳问题”，价格下跌。
在面对冲击时，电网灵活性不足、储能设施匮乏、电力储备不足等暴露无遗。
欧洲中央银行高管称，可再生能源发展建设需要配套电网灵活性调控以及储能，如果相应的电网灵活性调节发展较慢，发电方就不得不付费，让其他人用掉多余电力。
由此，欧盟也在提出各种方法，其中一项是计划加大对储能电池的投资，并且在不断提高对续航的要求。从2小时续航到4小时续航，甚至新的招标已经要求8小时续航的需求。
图说：不断扩大的日内价差增强了电池储能的商业价值
来源：EMBER
在中国，近几年也出现过类似“负电价“的情况。
2019年12月，山东电力日前现货市场出现了-40元/兆瓦时的出清价格，这是国内首次出现负电价。之后，山东又多次出现“负电价”。
尤其是2023年4月29日-5月3日，山东电力现货实时交易累计出现46次的负电价，其中，从5月1日20时至5月2日17时，连续实时现货出清负电价时段长达22个小时，创历史记录，全球都罕见。
期间，最低价格为-85元/兆瓦时，相当于发电商要以一度电8.5分钱的价格付费发电。
一般来说，我国多数省份为电力市场设置了“地板价”，也就是设定了电价的波动范围来保持电价的稳定，类似于股票交易的涨停和跌停，规则限定了电价降至零后不能再继续下降。
山东作为光伏大省，成为我国首批八个电力现货试点省份之一。2023年，山东正式将其电力现货市场上的最低价格设定为低于零，成为国内首个将电力现货市场价格下限设为负值的省份。
2024年底，浙江也发布负电价规则，在《浙江电力现货市场运行方案》中指出现货市场运行期间设置价格申报和出清上、下限。
其中，市场申报价格上、下限分别建议为800元/MWh和-200元/MWh，市场出清价格上、下限分别建议为1200元/MWh和-200元/MWh。
相比于欧洲的普遍现象，负电价在我国并不是常态，而似乎是一个重要经济信号。因为它和新能源的高占比休戚相关，也在一定程度上体现了系统对调节能力的呼唤。
市场很简单，复杂的是利益。从顶层规划的角度，到底应该发展多少光伏、风电，什么样的电源结构可以实现社会福利最大化（含环境价值），这才是真正的目标。