負電價“震中”帶來的啟示

北歐國家率先遭遇了一種如今已蔓延至全歐洲乃至全球的市場現象，迫使電力買賣雙方重新思考交易方式。

“想象一下你去面包店，每二十次光顧，就有一次不僅免費拿到面包，甚至還能拿到錢讓你把面包帶走。久而久之，面包師肯定會覺得這生意沒法做。”

歐洲電力行業協會Eurelectric秘書長克里斯蒂安·魯比（Kristian Ruby）用上述生動比喻，描述了負電價在歐洲電力系統中日益普遍的現象。

根據Eurelectric最新發布的年度《電力市場晴雨表》，2025年上半年，歐盟范圍內平均每小時有4.5%的時間出現負電價（即魯比所說的“二十分之一”），是2019年水平的九倍之多。

在本月舉行的RE-Source行業大會上，與會者指出，負電價的蔓延及其對風電和光伏項目收入造成的嚴重沖擊，已成為導致購電協議（PPA）簽約量急劇下滑的關鍵因素之一。

盡管負電價在整個歐盟呈上升趨勢，但Eurelectric特別指出，瑞典的情況尤為突出——該國負電價時段占比高達9.4%，為全歐最高。

據專注于可再生能源電力市場的LevelTenEnergy公司發布的一項深度研究報告《北歐的負電價》（Negative in the Nordics）顯示，自2022年以來，瑞典及其北歐鄰國（挪威、丹麥和芬蘭）一直是負電價問題的前沿陣地，負電價事件激增。

什么是負電價？為何它如此重要？

當電力供應激增而需求不足時，電價可能跌至零甚至轉為負值——這種現象在越來越多整合波動性風電和太陽能的電力系統中日益常見。

發電商此時將面臨一系列艱難選擇：要么削減發電量，要么繼續向電網供電（例如因合同義務必須交付實物電力），卻還要為此付費。

電價低迷對項目收入和利潤造成“寒蟬效應”，可能阻礙項目融資，延緩風電和太陽能的發展步伐。

雖然電力生產商與購電方之間的購電協議（PPA）可以考慮負電價的影響，但市場越來越需要超越傳統的“按產付價”模式，采用更復雜的機制。

從長遠來看，電力需求的增長、儲能系統提供的靈活性以及各國電力市場之間更強的互聯能力，有望緩解這一局面。

LevelTen Energy報告作者、客戶參與主管麥婭·阿霍拉（Maija Ahola）表示，多重因素共同推動了北歐負電價的快速增長。

其中包括“早期且大規模部署風電”，使大量波動性可再生能源涌入區域電網，尤其在夜間更為明顯。LevelTen 指出，白天北歐地區的負電價主要受荷蘭和德國等市場補貼支持的太陽能影響推動。

另一個關鍵因素是其他主要電源（如核電和水電）缺乏靈活性。

報告以芬蘭的1.6吉瓦奧爾基洛托3號（Olkiluoto 3）核反應堆為例——根據LevelTen的數據，芬蘭是去年歐洲負電價持續時間最長的市場。

這座本意為提升國家電網穩定性和提供基荷電力的設施，“卻因其發電剛性反而加劇了負電價問題。2024年5月，在完成計劃內維護后重新并網的一周內，芬蘭就出現了52小時日前市場的負電價。”

此外，北歐本地天氣因素也推波助瀾。“在結冰風險高的時段，風電運營商通常會讓風機繼續運轉，以減少葉片上危險的冰層堆積。同樣，強降雨常迫使水電站在負電價時段仍持續發電，以防水庫溢流。”

自 2022年以來，北歐多個競價區域（見上表）負電價頻發，對 當地電力生產商產生深遠影響。 LevelTen 指出，除少數例外，北歐項目普遍缺乏政府支持的差價合約（ CfD ）等收入保障機制。

阿霍拉表示：“由于缺少這類機制，開發商高度依賴PPA獲取穩定收入，因此直接暴露于PPA固有的價格與電量風險之中。”

隨著發電商不再愿意獨自承擔負電價風險，北歐買賣雙方開始嘗試新型PPA結構，以平抑高比例可再生能源系統帶來的價格劇烈波動。

這些新結構包括設定略低于零的價格下限，實際上意味著購電方與發電商共擔部分負電價風險。更復雜的版本還會對適用價格下限的電量或收入設置上限，進一步精細化雙方的財務風險敞口。

實現風險共擔，不僅對留住開發商至關重要，也關系到為其項目提供資金的金融機構——后者很難接受電力銷售收入長期消失、甚至變為成本的局面。

阿霍拉指出，此類安排“可減輕極端價格下跌帶來的風險，確保即使在市場波動下也能獲得最低收入流。這種共擔風險的方式——通過吸收或封頂特定價格風險——能提供貸款方所需的可預測現金流，從而放心提供無追索權項目融資。”

北歐前景如何？歐洲其他地區又將怎樣？

盡管各方正努力設計更公平的PPA協議，開發商和購電方仍不禁要問：負電價是否已成為北歐電力市場的常態？又該如何緩解？

如今，德國、西班牙等眾多歐洲市場也頻繁出現負電價，同樣的問題正在各地被反復提出。

更復雜的PPA雖有助于緩解負電價影響，但根本性解決方案既不迅速也不簡單。其中之一是提升電力需求，以消化歐洲風電和光伏電站生產的更多電力。這不僅需要更強勁的經濟，還需要更高程度的電氣化——而歐洲在這方面進展比預期緩慢。

值得期待的是，數據中心建設熱潮或將創造大量新增電力需求，尤其在北歐地區。

LevelTen的研究還指出，“更多電池儲能系統（BESS）的部署將通過優化負荷曲線、提供更貼合市場需求的‘整形’電力，增強電網靈活性。”

此外，加強市場互聯（例如通過海底電纜）也有助于讓過剩的可再生電力找到買家。正如阿霍拉所言，盡管“負電價可能跨境傳導——比如丹麥常因進口德國電力而受影響——但總體效果是降低極端價格波動，并逐步實現區域間電價趨同。增強的電網協作所提供的流動性，有助于防止價格出現劇烈飆升或暴跌。”

LevelTen預計，北歐負電價現象將在2027–2028年開始回落，但也指出“許多分析師仍持謹慎態度，認為價格波動將持續成為2030年代市場的一大特征。”

至于整個歐洲的走勢，阿霍拉對Recharge表示，準確預測依然困難。

“各國情況差異顯著，負電價的驅動因素——無論是市場機制還是補貼政策——都使得可靠預測變得復雜，”她說。“就連權威第三方預測機構對時間表的判斷也大相徑庭。例如，長期存在的上網電價補貼預示著波動將持續；而需求增長、電池部署速度以及電氣化進程的快慢，又增添了更多變數。

“盡管存在這些差異，歐洲整體趨勢相似：負電價風險很可能在未來十年持續構成挑戰。因此，買賣雙方必須確保其PPA結構能夠適應這一環境。”

“給予買賣雙方激勵”

可再生能源發電商Sonnedix首席執行官阿克塞爾·蒂曼（Axel Thiemann）告訴Recharge：“我們預計零電價乃至負電價仍將是現實，尤其在多種因素疊加的月份：剛性電源（如大量核電）、低需求與公共假期、高比例可再生能源、溫和氣溫（既不太冷也不太熱）、強日照以及豐水年份。”

“負電價的頻率和深度，很大程度上取決于這些條件的組合。”

蒂曼建議監管機構應建立機制，激勵買賣雙方共同應對這一局面。

“在供給側，應鼓勵可再生能源發電商避免報出負電價，并投資電池等靈活性資源。”

在需求側，關鍵在于價格信號——例如推廣智能電表，讓消費者能從低價中獲益，從而平衡供需。此外，還應支持面向電池的容量市場、加強歐洲互聯線路，以及發展需求側靈活性（如電動汽車、電解制氫、數據中心等）。”

“這種平衡有助于緩解負電價的結構性成因，”這位Sonnedix負責人總結道。

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