电力市场再现负电价”，未来或将成常态

近日，德国因太阳能发电过剩出现电力现货价格跌至负值。动态电价提供商 Rabot Charge 数据显示，4 月份德国现货市场出现 50 个小时的负电价，最低价格超过 -0.05 欧元/千瓦时。

负电价是指电力市场供大于求，导致结算价格为负值。这意味着发电企业每发一度电，需要向购电者支付费用，购电者不仅不用交电费，还能从发电企业获得收入。

电力商品无法储存，其生产、交易和消费几乎同时完成。随着新能源装机容量不断增加，风能和太阳能发电的波动性和间歇性导致其发电高峰时段与用户需求不匹配，从而容易出现负值现货交易价格。

负电价反映了可再生能源大规模接入电网带来的“消纳问题”，但并不意味着电力供应过剩。我国风光新能源资源分布与电力需求空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷时间错配，导致随着新能源并网规模增加，西部地区的风光新能源大发时段出现电量供过于求，新能源消纳面临挑战，弃风弃光率上升，新能源市场交易电价下降，部分地区出现负电价现象。

德国近年来大力发展光伏和可再生能源。德国联邦网络管理局统计显示，2023 年德国可再生能源新增装机容量为 17GW，总装机容量接近 170GW，同比增长 12%。其可再生能源增长主要来自光伏，与 2022 年相比，德国 2023 年的光伏发电量几乎翻了一番。

负电价最早出现于德国。2007 年，德国电力日内交易市场首次引入负电价。据统计，2017 年德国负电价出现超过 100 次，2020 年仅第一季度就出现 128 小时的负电价。

除了德国，在电力市场成熟且可再生能源普及程度较高的荷兰、西班牙、丹麦等欧洲国家，负电价现象也频频发生。奥地利、法国和瑞士分别于 2008 年、2010 年和 2013 年引入负电价。

2023 年夏天，欧洲电力交易所公布的数据显示，7 月初欧洲电力市场周末出现接近一整天负电价，德国和荷兰中午时段甚至出现 -500 欧元/兆瓦时的价格。这主要是由于欧洲光伏发电激增，导致电力供应阶段性过剩。

2023 年，欧盟出现负电价激增现象。欧盟能源监管合作机构发布的《欧盟电力批发市场主要发展-2024 年市场检测报告》显示，欧盟 50 个电价竞标区域中有 27 个遇到 2017 年以来最高次数的负价格，大多数北欧电价竞标区域出现了最高数量的负价格，超过 380 次。