自今年3月實施封鎖政策以來，法國、德國、比利時等歐洲國家均出現了負電價。據當地媒體報道，在德國，僅今年第一季度已有128小時處于負電價狀態。EPEXSpotSE交易所數據顯示，今年第一季度，歐洲（期貨）平均電價同比下降了約23％。

廈門大學中國能源政策研究院院長、能源經濟與能源政策協同創新中心主任林伯強在接受記者采訪時表示，疫情期間歐洲之所以出現負電價，是因為電力需求下降，而供給停不下來，電力又缺少儲存的空間，所以導致了此現象。

清華海峽研究院智慧能源中心主任廖宇目前正在德國，他告訴記者，在消費端，并沒有觀察到電價有明顯變化，也并不認為消費者會在其中獲利過多。

供需失衡

同時，林伯強解釋，此前歐洲出現負電價的現象并不少見。歐洲多國利用可再生能源發電，其邊際成本較低，在這種情況下，可再生能源發電與負電價或長期共存。

據國際能源署（IEA）發布的《全球能源回顧2020：新冠肺炎危機對全球能源需求和碳排放影響》報告，今年第一季度，防控措施導致歐洲電力需求下降了20%，法國下降了至少15%，德國下降了近10%。

廈門大學中國能源政策研究院助理教授吳微向記者進一步解釋，供需失衡背后，更深層次的原因在于歐洲電力市場采取即時平衡的政策，且采用競價上網的機制。

他介紹，電力的供應與消費是即時平衡的。在沒有大規模儲能裝置的情況下，用戶每消耗一單位電力，發電廠必須同時發出等量的電。同時，電力需求又在時刻發生著變化。正常情況下，高峰時段的負荷需求是低谷時段的數倍。而電力系統的電源裝機又需要按照滿足高峰負荷的需求而準備，這就導致在用電低谷時會有大量的電源處于閑置狀態。此前，部分過剩的電力能夠通過歐洲大電網消化，但是目前歐洲整體電力需求較低。

在電力市場的運行機制方面，歐洲普遍采取的是競價上網的機制，即不同的電源之間相互競爭，報價最低的電源會優先進行交易。在用電低谷時，由于電力市場的供給遠遠高于需求，就有可能出現極低的交易價格，甚至是負電價。

廖宇對記者表示，當電力供大于求時，解決辦法主要有兩個：停止發電、采取負電價，前者往往會帶來更多的損失。從成本收益的角度來看，電力發電的綜合成本包含邊際成本與運營成本兩部分。施行負電價，雖然邊際成本為負，卻減少了運營成本的損失。如果從綜合成本來看，電力供應商損失并不會太大。“目前歐洲多國出現負電價，其實是短期離散的表現，中長期來看，不必過于擔心。”他說。

吳微補充道，歐洲各國普遍建立了較為完善的電力金融市場。對于大型的發電企業，往往會在電力遠期或期貨市場提前鎖定賣出價格，電價波動的風險其實已經轉移給金融市場的其它參與方，當出現負電價時，發電企業仍然能夠以較高的價格賣出電力。

2007年，德國日內市場首次引入負電價，后于2008年在日前市場引入負電價。目前，加入EPEX的四個國家（法國、德國、奧地利、瑞士），以及比利時和荷蘭在其電力市場規則中允許出現負電價，歐洲其他電力市場不允許批發電價跌至零以下。

對消費者影響不大

那么，歐洲消費者真的能從中獲益嗎？

廖宇認為，對于電力供應商、電力公司和消費者而言，影響均不會太大，電力期貨市場的投機客的利益最有可能受損。從中長期角度來看，電力價格仍將為正，電力供應商和電力公司仍會有可觀的利潤。

他向記者解釋，在德國，用戶一般與售電商簽訂售電服務協議，協議期限通常是一年，給用戶的電價在協議期限內是固定的。售電商代表用戶到市場上參與電力買賣交易，在批發電價基礎上加上輸配電價、稅費，與用戶電價并不發生聯動，因此個人用戶難享批發市場負電價。

在廖宇看來，在以市場主導的歐洲電力市場中，需要警惕的不是負電價，而是正電價。如果電價一旦暴漲，消費者便會買不起電，或者買到的價值與價格不相符。市場價格還會被人為操縱，出現徇私舞弊等現象，擾亂電力市場。