随着可再生能源占比持续扩大，欧洲尤其是德国经常出现负电价现象。这一现象一方面源于电厂深度反调峰能力的局限，另一方面则是由补贴政策设计不当(即激励与需求跟踪不匹配)所引起。在2020年，新冠肺炎疫情导致经济放缓和能源需求减少，德国、法国和瑞士等国的负电价小时数达到了历史高峰(详见图1)。在负电价时段，发电商不得不支付给消费者的费用，甚至高达正常电价的数倍。这不仅对欧洲电力市场的稳定造成了负面影响，也严重打击了消费者的信心。

　　欧洲各国迅速认识到了这一问题的重要性，并立即采取了行动。通过增强电厂的运行灵活性和调整补贴政策，有效地缓解了负电价问题。本文将从技术、市场和政策三个方面深入探讨引发负电价的深层次原因，解析欧洲各国的应对策略，并展望未来这一现象的发展趋势。文章的结尾部分将总结这些经验，并探讨其对中国的启示和可能的借鉴价值。

　　负电价出现的背后原因

　　负电价主要在风电和光伏发电高峰期出现。尽管发电总量已经过剩，并引起了负电价现象，许多电厂仍然在持续发电，但背后的原因是多种多样的。主要涉及三个关键因素：首先，电厂的应变能力有限，难以适应可再生能源的波动性，还与能源结构和电网结构相关。其次，为了保持电网稳定，调频备用电厂不能轻易中止运行，反映了电厂应变能力方面的短板。最后，可再生能源的补贴政策未能精准契合市场需求，这既涉及到需求层面，也与政策适应性相关。从某种程度上来说，都或多或少地与发电机组和政策机制的灵活性相关。负电价的表现因各国情况而异，但均与各国的能源结构和电网结构及其演变有密切的联系。(欧洲各国电力结构见表1)

　　电厂灵活性对负电价的影响

　　德国联邦网络监管局在2016年至2018年期间多次进行普查，总结了在负电价时段电厂仍继续发电的几大主要原因：热电耦合、自备用、停开机的成本、调频备用、调度资源有限、替代能源供热成本过高、价格走势预期、需要处理气体的工业过程、最短运行时间、其他原因。

　　热电耦合(地区供热和蒸汽供应)被认为是第一大原因(占45-55%)。在几乎所有时期，自备发电都是排在热电耦合之后的第二大原因，而停开机的成本和调频备用也是常见原因。(见图2)

　　电厂的调度资源、调频备用以及实际调频电量都是决定电厂最小发电量的重要因素。在最大负电价时段，最小发电量(门槛发电量)占总发电量的20%至34%。另外，传统电厂所提供的负调频电量在所有最小发电量中占比最高。

　　电力结构和电网结构对负电价的影响

　　欧洲各国出现负电价的时间和特点各有不同。可再生能源过剩和负荷不足都会引起负电价。研究结果表明，负荷每下降5%，负电价的小时数就会增加35%之多。2020年，新冠肺炎疫情导致需求下降，使欧洲各国的负电价小时数增加。

　　德国的负电价主要和火电厂的运行灵活性不足有关。德国北部风力资源丰富，风电经常过剩。而南部的阳光充足，光伏发电占比较高。冬季既有风又有大太阳时，光伏发电会叠加到风电上去，引起负电价，特别是周末负荷低谷时段。2020年，负电价高达298小时，分散在51天内。

　　对于瑞士来说，每年3~5月，雪融水增多导致水电发电量上升。水力发电厂因停启费用过高仍然继续发电，使发电供过于求，出现负电价现象。2020年，瑞士负电价累计达75小时，主要在15天内。

　　法国的核电在全球占比领先。核电主要提供基荷，运行相对缺乏灵活性，不便于经济高效地关闭和重新启动。

　　德国大规模可再生能源发电过剩时，还会通过国与国之间的联络线影响到周边国家。波兰电网首先受到了重大冲击，随后影响范围扩大到了瑞士和法国。

　　尽管德国和丹麦地理位置相近，但丹麦的风电占比已近50%，远超德国的20%，但负电价与德国几乎处于同一水平。丹麦的火电也不多，说明可再生能源的消纳和负荷控制都做得非常好。(详细情况将在下文中介绍)

　　瑞士也与德国相邻。瑞士拥有丰富的水力资源，发电机组具有出色的调节能力，跨境进口容量也相对受限，从而在很大程度上避免了负电价的出现。但在冰雪开冻季节，水电会过剩，瑞士仍然会遭遇负电价。

　　随着可再生能源的增长和进口德国廉价电力，法国也出现了负电价。据统计，2015年法国并未出现负电价，但从2018年开始，法国清晨的前八小时开始频繁出现负电价，这可能与法国风能的增长有关。与瑞士类似，法国水力发电在春季增多，负电价的出现尤为频繁。2020年，新冠疫情导致电力需求骤降近17%，负电价小时数也因此激增，达到前年的五倍。

　　由于电网对外联系相对较弱，爱尔兰在风电过剩时段经常面临电力出口的瓶颈问题，进而导致负电价的频繁出现。2020年的负电价累计高达374小时，使其成为当年欧洲负电价小时数最高的国家。

　　西班牙的电力结构相对理想。2022年，可再生能源和燃气发电的比例分别是35%和30%，核电为22%，煤电可以忽略不计。燃气发电给西班牙的电力系统提供了足够的灵活性，所以至今为止没有发生负电价现象。

　　总之，欧洲各国的负电价现象揭示了负电价的出现不仅与能源结构(电力的构成)有关，还会受电网的结构的影响，甚至非可再生能源也会成为引起负电价的原因。

　　调频备用对负电价的影响

　　调频电厂的热备用机组由于要参与调频，由于停启时间过长，即使在负电价的时段也不能停止运行。在德国，为了补偿发电小时数不断减少带来的利润下降，很多煤电机组也参与调频，在负电价时段成为累赘。

　　从图2可以看出，负电价的高峰期，传统电厂仍然在发电。不仅燃气电厂(灰色曲线)来不及停下来，作为基础负荷的核电厂(褐色曲线)也不能幸免。当电价恢复以后，硬煤(黑色曲线)和燃气电厂的反应速度都十分有限，倒是被价格较贵的抽水蓄能电站(深蓝色曲线)把钱赚走了。

　　德国适合建设抽水蓄能电站的地方非常有限，光靠抽水蓄能电站满足不了调频需求。

　　政策的灵活性对负电价的影响

　　在欧洲众多国家中，德国对可再生能源的支持尤为显著，其补贴力度远远超过其他国家。不过，当可再生能源过剩导致负电价时，这种政策却成了一种束缚：为了保住市场补贴，可再生能源运营商不得不选择继续发电，哪怕这样做既不经济，又可能对电网构成风险。

　　与此不同，法国的可再生能源补贴法规规定，在负电价出现时，该时段内发电不会得到补偿。相反，若可再生能源运营商停止发电，将获得某种形式的奖励。

　　瑞士获得固定补贴的可再生能源装置数量远低于德国，基本上没有因补贴引起负电价的情况。目前，政策法规不允许停发水电，不过对于这些水电站来说负电价也并非好事。

　　丹麦早在1980年代就开始大力发展风电，远早于德国。受到1970年代石油危机的影响，丹麦立志减少对外部能源的依赖。其主要的补贴策略是固定电价补贴和价格差额补贴。此外，丹麦还采用了招标方式，为风电项目确定补贴标准。

　　丹麦对其补贴政策的调整较为频繁，持续地与市场价格保持同步，并根据技术成本的变化进行调整。与此相比，德国在早期则提供了一个较长期的固定补贴。丹麦一直鼓励社区参与新能源项目，因此，许多早期的风能项目都是由当地社区主导的。为了让当地社区从风能项目中获益，政府鼓励居民购买风电的股份。尽管德国也有类似的鼓励措施，但其实施规模远小于丹麦。

　　尽管丹麦的风电占比超出德国一倍以上，但两国负电价的小时数却大体相当。这无疑证明了政策灵活性在负电价问题上起到了至关重要的作用。

　　负电价的应对策略