每度电你可以赚30美分。欧洲的负电价真的对消费者有好处吗？

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新流行疾病的阴霾仍然笼罩着欧洲大陆。与此同时，欧洲电力市场也正在经历一场大考验。

自4月以来，德国卢森堡欧洲电力市场EPEX Spot的每日电价一再跌破负值，从-0.5欧元美分/度到-3.5欧元美分/度，甚至到-4欧元美分/度，相当于消费者每千瓦时用电约3美分。

不仅在德国，在其他欧洲国家也是如此。

自2008年欧洲现货电力市场EPEX Spot允许负电价出现以来，欧洲电力市场负电价出现的频率和持续时间逐渐增加，成为世界上负电价出现频率最高的地区。

目前，美国的加利福尼亚、得克萨斯和新英格兰、澳大利亚和欧盟是世界上仅有的三个负电价较大的地区。

欧洲人也正在突破负电价的底线。德国卢森堡市场2019年的最低价格是-9欧元美分/度，基于之前市场的电价。欧洲的最低价格是-13.4欧元美分/度，由比利时人在去年6月8日设定。

自2020年以来，负电价变得更加密集。三月中旬，德国卢森堡出现了十天的负电价，今年负电价的累计持续时间超过了133小时。法国、捷克共和国、荷兰和奥地利今年两次出现了几个小时的负电价。欧盟总部所在地比利时连续五次出现负电价。

今年负电价频繁出现的主要原因是新一轮的皇冠流行病的爆发。

在需求方面，法国工厂自3月16日起关闭，德国工厂自3月23日起关闭。几乎所有文职人员都开始在家工作。工业企业和商业建筑的电力需求急剧下降。根据德国联邦能源和水资源协会BDEW的数据，德国的电力需求同比下降了10%。

此外，3月以来异常晴朗的天气和铁路运输频率减半也大大降低了供暖和运输用电。

在供应方面，自2月份台风萨宾席卷欧洲以来，风力发电达到新高。在2月8日台风最强的周末，风力发电能力飙升，一度覆盖德国60%的电力需求，达到43.7千兆瓦。三月份异常密集的阳光天气导致光伏发电大幅增加。

根据德国电网机构的数据，今年第一季度，可再生能源占该国电力需求的52%，这是可再生能源首次覆盖德国一半以上的电力需求，高于去年同期的44%。

电力供应超过需求，但没有足够的能量存储空，导致在低功耗下有大量的剩余电力。如果停止发电，成本可能会更高，因此发电商更愿意以负电价出售。

负电价的出现还要求允许电力市场打破价格上限和下限。目前，中国电力市场有上限和下限，因此不存在负电价。

值得一提的是，负电价不能让欧洲普通居民受益。

在有更多电力供应选择的德国，普通居民从有权运营配电网的市政公司或发电公司的电力销售公司购买电力，并实施固定价格一揽子计划，与电力市场价格完全脱钩。

目前，德国大约30.4欧元/度的电价中只有23%是发电成本，其余是税收、电网费和可再生能源分摊费。

在法国最大的单一国家法国电力公司(EDF)，大约18欧元美分/度的电价中只有35%归因于发电和销售成本。

对于像工商企业这样的电力消费者来说，倒买倒卖的负电价是一把双刃剑。

因为以前只有少数企业通过电力期货市场的套期保值交易来规避风险。大多数工业生产企业在与电力供应商或销售公司的合同中都规定了有用电的上限和下限，一般在10%至30%之间。

对于已签订合同的企业，如果用电量未达到最低水平，将面临处罚。然而，在疫情期间，他们的用电量减少了，所以这是在电力市场亏本销售的唯一选择。

这促使这些企业进一步增加电力成本，增加了疫情期间本已紧张的现金流负担。

然而，另一方面，电力现货市场价格的下跌也导致了电力期货市场价格的同时下跌。

自4月份以来，欧洲电力期货市场的价格已从3.9欧元美分/度降至2021年的3.4欧元美分/度，去年同期的最高价格约为5欧元美分。因此，工业企业可以借此机会确定明年相对廉价的电力供应。

负电价一直被欧洲视为调峰和能源转换的正常市场导向方法。

从2007年到2010年，德国和法国相继允许负电价在日常和日常市场中存在，旨在刺激煤炭和核电等传统电厂积极与可再生能源合作，灵活发电。根据相关可再生能源法，电网有义务优先使用可再生能源发电。

燃煤发电和核能是德国和法国能源结构中的优先项目。2019年，德国29%和14%的发电量将来自燃煤发电和核能。法国71%的电力来自核电站。

然而，负电价对煤炭和核电的激励作用仍然相对有限。

首先，不适合频繁快速启动和关闭的燃煤发电厂和核电厂不希望受到小的负电价的“刺激”，而是主动承担启动和关闭成本。对于靠近城市的燃煤发电厂来说，冬季热电联产中远程供暖的好处进一步稀释了负电价的诱因。

第二，燃煤发电厂和核电厂在其供电合同中都有保障条款。一般来说，燃煤电站需要满足最低42%的额定功率，而核电站需要满足最低49%的额定功率。这使得煤和核电之间的操作非常有限。

此外，具有一定规模的燃煤电厂和核电厂仍需承担系统调频任务，这是分布式风力和太阳能发电无法完成的。

在负电价频繁出现的时候，另一个实际问题是:倒贴的可再生能源能继续享受政府补贴吗？

毕竟，负电价的直接原因是风光发电的不稳定性。

以2019年4月22日德国最低负电价-9欧元美分/度为例。当天下午2点，晴朗的天气导致大约30千兆瓦的光伏电力涌入电网。在复活节期间，对电力的需求减少，导致大量过剩电力。

补贴的可获得性与补贴的形式和东道国密切相关。

根据欧盟2014年《环境与能源国家补贴条例》的相应规定，可再生能源补贴受6小时原则的限制。也就是说，如果在电力日之前市场上有6个小时或更多的负电价期，在此期间所有补贴将被取消。

这一原则也反映在德国的“可再生能源法”和荷兰、比利时等国家。

然而，在要求更高的法国，在任何负电价时期，可再生能源补贴都将失效。这意味着法国的可再生能源项目需要完全承担负电价的风险。

6小时原则的唯一例外是100千瓦以下的小型可再生能源项目。此类项目12欧元美分/度的基准电价不受负电价的影响。但是这些小项目只占不到10%。

决定补贴是否有效的另一个因素是项目的连接时间。

基于2014年，欧盟可再生能源补贴大致分为两类。

例如，在德国，《可再生能源法》规定，2014年前并网的可再生能源项目将由电网企业直接购买，不受6小时原则的限制。这些老项目约占德国可再生能源发电能力的37%，不受负电价的影响。

对于2014年后将接入电网的其余63%的可再生能源项目，它们的补贴将由基准电价和市场价格共同决定。具体而言，此类项目的运营商必须自行参与电力市场交易，补贴金额等于当日基准电价与平均市场价格之间的差额。这种项目受6小时原则的限制。

由于德国的负电价已经连续超过6个小时，它大约占负电价总时长的一半。这意味着德国的可再生能源运营商有一半的机会承担负电价带来的风险。

来源：BBC新闻网