最近德国发电厂做了起“赔本买卖”，由于风力发电量超过需求量，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，整个2024年，德国“负电价”时长达468小时，与2023年比增长60%。

不单单是德国，“负电价”在欧洲已经不算什么新奇事件了，今年法国“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”。

荷兰一居民在夏天给两辆车充电反而赚了30欧元，约合226元人民币。这笔额外收入，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？中国有没有可能会有“负电价”？如果有，怎么像荷兰人一样薅“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。

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%。

结果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。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，也就是“并入电网”，但是bug就在于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，选项一的成本的高得离谱，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”补贴一度电也才几分钱。

所以，当电力市场的供给量超过需求量的时候，欧洲电厂会选择花钱让用户去耗电，以维持发电侧和电网侧的稳定。

中国也有“负电价”

2019年12月11日，中国也出现了“负电价”，当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，这种情况也多次在山东上演，时间最久的一次是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，直接创了历史纪录。

当时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？

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“风电”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。

而新能源发电量越大，电力供给端越不稳定，2023年五一假期前后，天气晴朗，当地光伏发电量大增，但是企业放假，很多家庭还出去旅游了，导致用电量减少，就出现了电力过剩的状况。

其次，山东是目前中国电力现货市场建设试点，供电全面市场化，从制度上承认了“负电价”的合理，允许发电厂与电网公司围绕现货价格进行博弈。

不仅山东，浙江在12月17日也实施了“负电价”机制，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0，也就是“零电价”，或许有一天，中国人也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。

“负电价”的真实影响

不过，由于中国的社会经济结构有别于欧美，国内居民无法通过“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，常年维持不变。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。

像前文提到的荷兰那位先生属于另外一种情况。他是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，我们也没必要羡慕他，虽然他能享受“负电价”的福利，但是他也要在发电量供不应求时承担天价电费。

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，毫无疑问会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。

那如何应对负电价带来的不确定性？国外可再生能源公司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，中国也意识到了储能产业对新型电力系统的重要作用。在国家提出“发展新型储能”后，各地相继出台支持储能产业的政策。

效果也是显而易见地，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。

在调研中也发现部分工厂已经建立了“电网+光伏+储能”能源体系，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。