揭秘欧洲（德国）电力市场“负电价”

            2007年，德国日内市场首次引入负电价;2008年，德国/奥利地日前市场引入负电价；2010年，法国日前和日内市场引入负电价;2012年、2013年奥地利和瑞士日内市场先后引入负电价。据统计，2012年德国出现负电价时间总共56个小时，2013年48个小时。法国、比利时等其他市场2012年负电价小时数要低于德国，但在2013年显著增加。
         “负电价”与常规电源——常规电源遭受严重经济损失。常规电源中，除了燃气机组可以灵活启停外，煤电、核电等都不适于频繁启停或快速上下调节出力，不仅技术上难以实现，而且成本代价也非常高。当在某个时段可再生能源出力非常之大，足以满足甚至超过用电负荷，导致电力批发市场电价为零或负电价时，系统中的煤电等常规电源为了避免启停带来的巨大经济损失，宁可在电力市场上按照负电价竞价，采用“倒贴钱”方式获得继续发电的权利。所谓“两害相权取其轻”，只要负电价代价比启停代价低，常规电源别无选择。在德国电力市场负电价时段，褐煤电站出力至少在额定功率的42%，核电出力至少在额定功率的49%，只有燃气电站可以降出力至额定功率的10%。
        “负电价”与可再生能源——促进可再生能源更好地响应市场供需形势，减缓固定上网电价机制下可再生能源对电力市场的扭曲。德国此前对可再生能源实施固定上网电价政策(Feed-inTariff)，要求输电网公司无条件接纳所有可再生能源电力并按固定电价支付上网电费，然后输电网公司在电力市场上销售这些可再生电力。这样，可再生能源可谓“旱涝保收”，只管发电，不管卖电(produceandforget),即使电力市场供大于求出现负电价时，它们也继续兴高采烈地让风机继续旋转发电。
          2014年8月1日刚刚发布的德国新版《可再生能源法》(也被称为《可再生能源法》2.0版)，作出重大政策调整，要求所有大中型可再生能源项目都要采用直接销售模式(directselling)，也就是参与竞价上网，国家在市场电价基础上给予一定电价补贴。当电力市场出现负电价时，可再生能源发电商就要好好权衡一下利弊了：如果能够拿到的电价补贴与其实际成本之间的差值比负电价绝对值要大，说明继续发电仍然是有利可图的，显然发电商会选择继续发电上网;反之，如果电价补贴与其实际成本之间的差值不足以弥补负电价，那么继续发电就要掏钱出去，这样发电商就会主动停止发电，这样也就减缓了电力市场供大于求的局面。
        “负电价”与用户用电——用户并没有享受到电力批发市场价格下跌带来的好处。当电力市场批发电价非常低、为零，甚至负电价时，理论上传导的结果应该是用户用电价格也应该下降，用户应该得到实惠才对，但现实情况却更为复杂。在德国，用户一般都与售电商签订售电服务协议，协议期限通常是一年，给用户的电价在协议期限内是固定的。
           售电商代表用户到市场上参与电力买卖交易，在批发电价基础上加上输配电价、各种税费(包括可再生能源电价附加费)，并考虑售电商合理收益后，确定给用户的电价。售电商因为直接参与市场交易，因此其价格与市场实时联动，但与用户电价并不发生联动。所以啊，售电商也要承担很大的经营风险，如果这一年电力市场批发电价非常低，而给用户的协议价格定高了，那么下一年用户就会抛弃原来的售电商，转向价格更为低廉的其他售电商;反之，如果这一年电力批发市场电价非常高，而给用户的协议价格定低了，这样售电商就要承担损失。