1月2日，由于风力发电量超过需求量，德国电价跌破零元，出现了4小时的“负电价”。当地发电厂向外发电，非但拿不到一分钱收入，还要倒贴钱给客户。
其实，“负电价”在欧洲已经不算什么新奇事件了，过去几年经常发生。
回顾2024年：德国“负电价”时长达468小时，与2023年比增长60%；法国“负电价”时长高达356小时；西班牙首次出现“负电价”，总计247小时；欧盟电力竞价区域，有17%的时间出现“负电价”。
“负电价”的频繁发生，还催生了占发电厂和电力公司便宜的“羊毛党”。
荷兰居民Jeroen van Diesen就是其中一员。2024年夏天，他通过给两辆车充电反而赚了30欧元，约合226元人民币。
这笔意外收入，相当于他向电力公司Tibber支付的服务费。也就是说，这位荷兰朋友实现了零成本用车的美梦。
看到这里，估计很多朋友会有疑惑：“负电价”到底是怎么产生的？中国有没有“负电价”？如果有，那中国老百姓能不能像Diesen先生一样薅“负电价”的羊毛？
“负电价”是怎么产生的？
电力市场中有三个重要角色，分别是发电厂、电力公司和终端用户。
发电厂生产电力后卖给电力公司，这叫电力批发市场（又分为短期现货市场和中长期市场）。而电力公司买到各种电能后，通过电网将电能输送给终端用户（家庭、商户和企业），这叫电力零售市场。
所谓的“负电价”，只出现在短期现货市场。短期现货市场的交易量，只占电力批发市场的10%，剩余90%是中长期市场。
在现货市场上，电价受供需关系驱动。
与发展中国家相比，欧洲电力市场的供需关系非常不稳定，有时供不应求，有时又供过于求。这跟欧洲的电力供给结构有关。
2022年，德国电价大幅上涨
受低碳环保主义思想影响，德国、英国、法国、荷兰等欧洲国家，正在快速抛弃火力发电厂（英国已经关闭了境内所有煤电厂），积极拥抱可再生能源。
据睿咨得能源（Rystad Energy）统计，2023年，欧洲电力结构中可再生能源占比接近50%。德国联邦环境署（UBA）公布的数据显示，2024年，德国约54%的总发电量将来自可再生能源。
欧洲可再生能源发电站的发展，离不开中国新能源企业的助力。
欧洲是中国光伏企业出海的首要目的地。为了抢夺欧洲市场，中国光伏企业与同行打起了“价格战”，把光伏产品的价格压得很低。2024年前十月，多晶硅、硅片、电池片及组件价格分别下滑超过35%、45%、25%。
这就是所谓的“内卷外溢”。
结果就是，大部分中国光伏企业“赔本赚吆喝”；欧洲人利用物美价廉的中国光伏产品，火速建起一座又一座光伏发电站。
不过，遍布全欧的可再生能源发电站，都逃不过“看天吃饭”的宿命。
雨季来临时，水位很高，水电站的发电量很高；旱季来临时，水电站的发电量就陡然下降。
风力强劲时，风电机的叶片转得飞快，发电量很高；不刮风的时候，风电机就发不出电。
天气晴朗时，光伏发电站的发电量飙升；阴天下雨的时候，光伏发电站就“熄火”了……
如果连续多日出现大风或大太阳，欧洲电力现货市场上就会大量剩余电力。
而电力是很难被存储的，发电厂必须给自家产的每一度电找到销路，专业说法叫“并入电网”。但是，电网的消纳能力是有上限的，如果短时间内接入了过多电力，可能对相关设备和系统造成损害，就会增加电力公司的运营成本。
此时，欧洲发电厂只能“二选一”：要么把发电机关掉，迅速减少发电量；要么维持发电机运转，付钱给电力公司，覆盖电网的运营成本。
不过，选项一的“机会成本”高得离谱，大部分发电厂都不敢关停发电机。
先来说说火力发电站。它的燃料和设备都非常昂贵，运行体系也非常复杂，如果全面停机再重启，要耗费巨大的代价。某电力系统行业的从业者帮小巴粗略算了一笔账（数据仅为预估，不具备行业参考性）：
以火电厂一台600MW超超临界机组为例，停机重启成本与停机时间密切相关：
热态启动（8小时内）：约45—60万元
温态启动（8—32小时）：约60—80万元
冷态启动（32小时以上）：约75—98万元
冷态启动——完全停机再重启的具体成本构成：
停机降温损耗：约15—20万元
重启升温费用：约25—30万元
启动燃料费：约20—25万元
设备磨损成本：约10—15万元
人工调度成本：约5—8万元
此外还需考虑：
启动时间损失：冷态启动需8—12小时
设备寿命影响：频繁启停会加速设备老化
启动失败风险：可能造成更大经济损失
再来说光伏发电站和风力发电场。它们虽然关停重启的成本没那么高，但它们收了大量的政府补贴。如果一家新能源发电站未经政府同意就贸然关停发电机组，那就会延误“碳中和大计”，政府官员就会取消这座发电站的绿电补贴。
可见，发电厂把关机摆烂的经济损失，远大于补贴客户的钱。“负电价”补贴金额并不多，一度电也才几分钱。
所以，当电力批发市场的供给量超过需求量的时候，欧洲发电厂会选择支付费用给电网运营商，让运营商把多余电力分配给耗电大户，以维持发电侧和电网侧的稳定。
早在2007年，德国电力交易市场就启动了“负电价”机制。随后，英国、荷兰、西班牙、芬兰、法国、美国、澳大利亚等也涌现了“负电价”。
需要注意的是，近年来，中国也出现了“负电价”新闻。
电力工人检查输电通道
中国也有“负电价”
“负电价”在国内的首次亮相，是2019年12月11日。
那一天，山东电力日前现货市场出现了-40元/兆瓦时的出清价格。
随后几年内，山东多次出现“负电价”情况。2023年5月1日至2日，山东电力实时市场出现了连续21小时的负电价，创历史纪录。
最低实时电价出现在5月2日17时，为-85元/兆瓦时。也就是说，山东发电厂每发出去一度电，就要给电力公司倒贴0.085元。
为什么“负电价”率先出现在山东，而不是其他省份？
首先，山东是中国光伏第一大省，新能源发电站数量特别多。截至2024年年底，山东“风光”装机突破1亿千瓦，居全国省级电网首位；山东新能源装机总量首次超过全省火电装机总量。
前文说过，新能源发电量越大，电力供给端越不稳定。2023年五一假期前后，山东天气晴朗，光伏发电量大增，但企业和家庭却因放假而减少了用电量，所以山东电力出现了过剩状况。
山东：风光互补发电站
其次，国家发改委选择山东省为电力现货市场建设试点，山东供电全面市场化，允许发电厂与电网公司围绕现货价格进行博弈。
根据《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》，山东省发改委对市场电能量出清设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.5元，下限为每千瓦时-0.1元。山东从制度上承认了“负电价”的合理性。
浙江也实施了“负电价”机制。2024年12月27日，浙江有关部门印发《浙江电力现货市场运行方案》，要求现货市场运行期间设置价格申报和出清上、下限。其中，市场出清价格上、下限分别建议为1200元/兆瓦时和-200元/兆瓦时。
未来，浙江电力现货市场可能也会冒出“负电价”，浙江发电厂可能也要赔钱发电。
另外，同为电力现货市场建设试点的山西、广东、甘肃，则把市场出清价格设置为零元。也就是业界所说的“零电价”。
或许有一天，中国人会像欧洲人一样对电力现货价脱敏，对“负电价”和“零电价”消息的出现习以为常。
不过，由于中国的社会经济结构有别于欧美，“负电价”对中国的影响可能会小一点。
“负电价”的真实影响
与欧洲人不同，中国居民无法通过“负电价”受益。
中国各个电力公司给到终端用户的零售价，是由物价局确定的，长年维持不变。以山东为例，2023年五一假期山东虽然出现了“负电价”，但山东老乡缴纳的电费却一分都没少。
缴纳电费窗口
本文开头所说的Diesen先生，属于另外一种情况。他与当地电力公司签订了特殊的协议，约定以按荷兰批发电力市场的小时价格收费。他家里还安装了可以实时监控批发电价的智能电表，当电力批发市场出现“负电价”时，智能电表就会为他的电动车充电。
但是，我们也没必要羡慕Diesen先生。虽然他在新能源发电高峰期享受到了“负电价”的福利，但是他也要承担新能源发电低潮期的天价电费。
2024年底，欧洲现货市场电价一度飙升至每兆瓦时1000欧元，折合人民币每度电约7.6元。
另外，在“负价”和“天价”之间大起大落的电力现货市场，会给电网带来重大压力，增加电网运行的综合成本。这个成本，最后还是由普通消费者买单。
“负电价”的频繁出现，总体上不是一件好事。
如何应对负电价带来的不确定性？挪威可再生能源公司Statkraft的高管认为，利用峰谷电价差异进行电池储能项目的投资，将成为应对“负电价”的有效策略。
事实上，中国政府和企业也意识到了，储能产业的发展，对新型电力系统的建立来说至关重要。
2024年《国务院政府工作报告》中，首次提出了“发展新型储能”。而后中央部委和地方政府出台支持储能产业的政策。
据国家智能制造专家委员会主任苏波透露，2024年前8个月，全国新型储能累计充放电量约260亿千瓦时，等效利用小时数约620小时，有效支撑了电力系统稳定运行和可靠供应。到2030年，新型储能累计装机有望达到220GW，行业总产值将超过3万亿元。
小巴也曾在调研中发现，部分工厂建立了“电网+光伏+储能”能源体系。
他们先是在厂房顶部大量铺设光伏面板，然后部署液冷储能系统，再把光伏发的电力储存起来。在电价较高的时间段，工厂就用储能电站的电；等到晚上，电价往下降了，工厂再用电网公司的电。
这是“一石三鸟”的好办法，既符合“碳中和”潮流，又提升了新型电力系统的稳定性，还为自己节省了电费开支。
