新冠疫情的陰霾仍籠罩著歐洲大陸。與此同時，歐洲電力市場也在經歷著一次大考驗。
4月以來，歐洲電力市場EPEX Spot德國盧森堡地區(qū)的日前電價俯多次沖至負數以下，從-0.5歐分/度，到-3.5歐分/度，甚至到-4歐分/度，這相當于電力消費者每使用1度電，可拿到約3毛人民幣。
不僅在德國，負電價同樣在歐洲其他國家普遍出現。
自從2008年歐洲電力現貨市場EPEX Spot允許負電價出現以來，歐洲各國電力市場出現負電價的頻率和持續(xù)時長逐步上升，已成為全球負電價出現最頻繁的地區(qū)。
目前，美國的加利福利亞州、德克薩斯州和新英格蘭地區(qū)，澳大利亞和歐盟，是世界上唯三大量出現負電價的地區(qū)。
歐洲人也在不斷擊穿負電價的地板。僅以日前市場的電價計算，2019年德國盧森堡市場的最低價為-9歐分/度;全歐最低價則為比利時人去年6月8日創(chuàng)下的-13.4歐分/度。
2020年開年以來，負電價更加密集出現。德國盧森堡地區(qū)3月中有十天出現負電價，今年累計負電價時長已超過133小時;法國、捷克、荷蘭、奧地利今年兩次出現長達數小時的負電價，歐盟總部所在的比利時已連續(xù)五次出現負電價。
造成今年負電價頻發(fā)的首要原因是新冠疫情的爆發(fā)。
在需求側，法國自3月16日起、德國自3月23日起全國工廠即悉數關閉，幾乎所有文職人員開始居家辦公，工業(yè)企業(yè)和商業(yè)樓宇用電需求大幅下降。根據德國聯(lián)邦能源與水利協(xié)會BDEW的數據顯示，全德用電需求同比萎縮約10%。
此外，3月以來反常的晴好天氣以及軌道交通頻次減半，也分別使取暖用電和交通用電大幅下降。
在供給側，自2月臺風薩比娜席卷歐洲以來，風力發(fā)電量屢創(chuàng)新高。在2月8日臺風最猛烈的周末，發(fā)電量大漲的風電一度覆蓋了全德國60%的用電需求，達43.7 GW。3月晴好天氣的反常密集出現，又導致光伏發(fā)電量大增。
據德國電網署數據，今年一季度，可再生能源發(fā)電量覆蓋了該國52%的用電需求，這是可再生能源首次在德國覆蓋過半用電需求，該數字去年同期為44%。
電力供大于求，卻缺乏足夠的儲能空間，導致用電低谷時出現大量過剩電力。如果停止發(fā)電，帶來的成本可能更高，發(fā)電商因此更愿意以負電價出售。
負電價的出現，還需要的條件是，電力市場允許打破價格上下限規(guī)定。目前，中國電力市場存在上下限，因此還未出現負電價。
值得一提的是，負電價并無法惠及歐洲的普通居民用電。
在電力供應選擇較多的德國，普通居民無論是從擁有配電網運營權的市政公司購電，或是從發(fā)電企業(yè)的售電公司處購電，執(zhí)行的是一攬子固定電價，與電力市場價格完全脫鉤。
目前，德國約30.4歐分/度的電價中，僅有23%為發(fā)電成本，其余皆為稅費、電網費用與可再生能源攤派費。
在法國電力集團(EDF)一家獨大的法國，約18歐分/度的電價中，也僅有35%歸屬于發(fā)電售電成本。
對于工商企業(yè)等電力消費者而言，倒貼送錢的負電價則是一柄雙刃劍。
因為只有少部分企業(yè)此前通過電力期貨市場對沖交易規(guī)避了風險。大部分工業(yè)生產型企業(yè)在與供電商或售電公司簽訂的合約，都規(guī)定有用電量的天花板與地板量，該區(qū)間一般在10%至30%之間。
對于這些簽訂了合約的企業(yè)而言，如果使用電量達不到地板量，將面臨處罰。但在疫情期間，它們的用電量減少，所以在電力市場上虧本倒貼甩賣是唯一選擇。
這促使這些企業(yè)的電力成本進一步上升，加重了它們在疫情期間本已緊張的現金流負擔。
但另一方面，電力現貨市場價格的下跌，也帶動了電力期貨市場價格的同步下跌。
4月以來，歐洲電力期貨市場2021年的價格已經從3.9歐分/度下降至3.4歐分/度，去年同期的價格約在5歐分的高位。工業(yè)企業(yè)因此能借此機會，為明年確定相對廉價的電力供應。
負電價一直被歐洲視為電力調峰、促進能源轉型的正常市場化手段。
2007-2010年，德法兩國先后允許日前市場和日間市場上負電價的存在，意在刺激燃煤、核能等傳統(tǒng)發(fā)電廠主動配合可再生能源并靈活發(fā)電。根據相關可再生能源法規(guī)定，電網有義務優(yōu)先接入可再生能源發(fā)電。
燃煤發(fā)電和核電是德國和法國能源結構之中的重點。2019年，德國29%和14%的發(fā)電量來自于燃煤發(fā)電和核電;法國則有71%的發(fā)電量源自核電廠。
但負電價對于煤電和核電的激勵效果仍較為有限。
首先，不適合頻繁快速啟停的煤電廠和核電廠并不愿因數小時的負電價“激勵“，而主動承擔啟停成本。對于距離城市較近的燃煤電廠而言，熱電聯(lián)產中遠程供熱在冬季帶來的收益，進一步攤薄了負電價的激勵。
其次，燃煤電廠與核電站在供電合約均有保障條款。一般而言，燃煤電站最低需滿足42%的額定功率，核電站需滿足49%的額定功率。這使得煤電與核電的操作空間極為受限。
此外，具備一定規(guī)模的燃煤電廠和核電廠還需承擔系統(tǒng)調頻的任務，該任務也是分布式的風光發(fā)電無法完成的。
在負電價頻繁出現的當下，另一個切實的問題是：倒貼的可再生能源是否能夠繼續(xù)享有政府補貼?
畢竟，導致負電價出現的直接原因是風光發(fā)電的不穩(wěn)定性。
以2019年4月22日德國負電價最低值-9歐分/度出現時為例，當日下午2時，晴好天氣導致約30 GW的光伏發(fā)電涌入電網，遇上復活節(jié)期間用電需求減少，造成了大量電力過剩。
能否獲得補貼，與補貼形式和所在國密切相關。
根據歐盟2014版《環(huán)境與能源國家補貼規(guī)定》的相應條款，可再生能源補貼受到6小時原則限制。即如果在電力日前市場連續(xù)出現6小時或以上的負電價時段，那該時段內一切補貼皆被取消。
該原則也在德國的《可再生能源法》和荷蘭、比利時等國得到了體現。
但在要求更為嚴格的法國，規(guī)定可再生能源補貼在任一出現的負電價時段都會失效。這意味著，法國可再生能源項目需要完全承擔負電價的風險。
6小時原則的唯一例外，是100 kW以下的小型可再生能源項目，該類型項目12歐分/度的標桿電價并不受負電價影響。但這些小型項目占比不足10%。
決定補貼有效與否的另一個因素是項目并網時間。
歐盟境內的可再生能源補貼形式大致以2014年為界，劃分為兩大類。
以德國為例，《可再生能源法》規(guī)定，2014年前的可再生能源并網項目由電網企業(yè)直接購電，且不受6小時原則限制。這批老項目約占到德國可再生能源發(fā)電容量的37%，它們不受負電價影響。
剩余的63%在2014年以后并網的可再生能源項目，它們的補貼由標桿電價與市場價格共同確定。具體而言，該類項目運營商必須自行在電力市場參與交易，補貼額度等于標桿電價與當天市場均價之差。該類項目均受到6小時原則限制。
由于德國連續(xù)6小時以上負電價時段，約占負電價總體時長約一半。這意味著，德國可再生能源運營商有一半概率需承擔負電價帶來的風險。
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