负电价“震中”带来的启示

北欧国家率先遭遇了一种如今已蔓延至全欧洲乃至全球的市场现象，迫使电力买卖双方重新思考交易方式。

“想象一下你去面包店，每二十次光顾，就有一次不仅免费拿到面包，甚至还能拿到钱让你把面包带走。久而久之，面包师肯定会觉得这生意没法做。”

欧洲电力行业协会Eurelectric秘书长克里斯蒂安·鲁比（Kristian Ruby）用上述生动比喻，描述了负电价在欧洲电力系统中日益普遍的现象。

根据Eurelectric最新发布的年度《电力市场晴雨表》，2025年上半年，欧盟范围内平均每小时有4.5%的时间出现负电价（即鲁比所说的“二十分之一”），是2019年水平的九倍之多。

在本月举行的RE-Source行业大会上，与会者指出，负电价的蔓延及其对风电和光伏项目收入造成的严重冲击，已成为导致购电协议（PPA）签约量急剧下滑的关键因素之一。

尽管负电价在整个欧盟呈上升趋势，但Eurelectric特别指出，瑞典的情况尤为突出——该国负电价时段占比高达9.4%，为全欧最高。

据专注于可再生能源电力市场的LevelTenEnergy公司发布的一项深度研究报告《北欧的负电价》（Negative in the Nordics）显示，自2022年以来，瑞典及其北欧邻国（挪威、丹麦和芬兰）一直是负电价问题的前沿阵地，负电价事件激增。

什么是负电价？为何它如此重要？

当电力供应激增而需求不足时，电价可能跌至零甚至转为负值——这种现象在越来越多整合波动性风电和太阳能的电力系统中日益常见。

发电商此时将面临一系列艰难选择：要么削减发电量，要么继续向电网供电（例如因合同义务必须交付实物电力），却还要为此付费。

电价低迷对项目收入和利润造成“寒蝉效应”，可能阻碍项目融资，延缓风电和太阳能的发展步伐。

虽然电力生产商与购电方之间的购电协议（PPA）可以考虑负电价的影响，但市场越来越需要超越传统的“按产付价”模式，采用更复杂的机制。

从长远来看，电力需求的增长、储能系统提供的灵活性以及各国电力市场之间更强的互联能力，有望缓解这一局面。

LevelTen Energy报告作者、客户参与主管麦娅·阿霍拉（Maija Ahola）表示，多重因素共同推动了北欧负电价的快速增长。

其中包括“早期且大规模部署风电”，使大量波动性可再生能源涌入区域电网，尤其在夜间更为明显。LevelTen 指出，白天北欧地区的负电价主要受荷兰和德国等市场补贴支持的太阳能影响推动。

另一个关键因素是其他主要电源（如核电和水电）缺乏灵活性。

报告以芬兰的1.6吉瓦奥尔基洛托3号（Olkiluoto 3）核反应堆为例——根据LevelTen的数据，芬兰是去年欧洲负电价持续时间最长的市场。

这座本意为提升国家电网稳定性和提供基荷电力的设施，“却因其发电刚性反而加剧了负电价问题。2024年5月，在完成计划内维护后重新并网的一周内，芬兰就出现了52小时日前市场的负电价。”

此外，北欧本地天气因素也推波助澜。“在结冰风险高的时段，风电运营商通常会让风机继续运转，以减少叶片上危险的冰层堆积。同样，强降雨常迫使水电站在负电价时段仍持续发电，以防水库溢流。”

自 2022年以来，北欧多个竞价区域（见上表）负电价频发，对 当地电力生产商产生深远影响。 LevelTen 指出，除少数例外，北欧项目普遍缺乏政府支持的差价合约（ CfD ）等收入保障机制。

阿霍拉表示：“由于缺少这类机制，开发商高度依赖PPA获取稳定收入，因此直接暴露于PPA固有的价格与电量风险之中。”

随着发电商不再愿意独自承担负电价风险，北欧买卖双方开始尝试新型PPA结构，以平抑高比例可再生能源系统带来的价格剧烈波动。

这些新结构包括设定略低于零的价格下限，实际上意味着购电方与发电商共担部分负电价风险。更复杂的版本还会对适用价格下限的电量或收入设置上限，进一步精细化双方的财务风险敞口。

实现风险共担，不仅对留住开发商至关重要，也关系到为其项目提供资金的金融机构——后者很难接受电力销售收入长期消失、甚至变为成本的局面。

阿霍拉指出，此类安排“可减轻极端价格下跌带来的风险，确保即使在市场波动下也能获得最低收入流。这种共担风险的方式——通过吸收或封顶特定价格风险——能提供贷款方所需的可预测现金流，从而放心提供无追索权项目融资。”

北欧前景如何？欧洲其他地区又将怎样？

尽管各方正努力设计更公平的PPA协议，开发商和购电方仍不禁要问：负电价是否已成为北欧电力市场的常态？又该如何缓解？

如今，德国、西班牙等众多欧洲市场也频繁出现负电价，同样的问题正在各地被反复提出。

更复杂的PPA虽有助于缓解负电价影响，但根本性解决方案既不迅速也不简单。其中之一是提升电力需求，以消化欧洲风电和光伏电站生产的更多电力。这不仅需要更强劲的经济，还需要更高程度的电气化——而欧洲在这方面进展比预期缓慢。

值得期待的是，数据中心建设热潮或将创造大量新增电力需求，尤其在北欧地区。

LevelTen的研究还指出，“更多电池储能系统（BESS）的部署将通过优化负荷曲线、提供更贴合市场需求的‘整形’电力，增强电网灵活性。”

此外，加强市场互联（例如通过海底电缆）也有助于让过剩的可再生电力找到买家。正如阿霍拉所言，尽管“负电价可能跨境传导——比如丹麦常因进口德国电力而受影响——但总体效果是降低极端价格波动，并逐步实现区域间电价趋同。增强的电网协作所提供的流动性，有助于防止价格出现剧烈飙升或暴跌。”

LevelTen预计，北欧负电价现象将在2027–2028年开始回落，但也指出“许多分析师仍持谨慎态度，认为价格波动将持续成为2030年代市场的一大特征。”

至于整个欧洲的走势，阿霍拉对Recharge表示，准确预测依然困难。

“各国情况差异显著，负电价的驱动因素——无论是市场机制还是补贴政策——都使得可靠预测变得复杂，”她说。“就连权威第三方预测机构对时间表的判断也大相径庭。例如，长期存在的上网电价补贴预示着波动将持续；而需求增长、电池部署速度以及电气化进程的快慢，又增添了更多变数。

“尽管存在这些差异，欧洲整体趋势相似：负电价风险很可能在未来十年持续构成挑战。因此，买卖双方必须确保其PPA结构能够适应这一环境。”

“给予买卖双方激励”

可再生能源发电商Sonnedix首席执行官阿克塞尔·蒂曼（Axel Thiemann）告诉Recharge：“我们预计零电价乃至负电价仍将是现实，尤其在多种因素叠加的月份：刚性电源（如大量核电）、低需求与公共假期、高比例可再生能源、温和气温（既不太冷也不太热）、强日照以及丰水年份。”

“负电价的频率和深度，很大程度上取决于这些条件的组合。”

蒂曼建议监管机构应建立机制，激励买卖双方共同应对这一局面。

“在供给侧，应鼓励可再生能源发电商避免报出负电价，并投资电池等灵活性资源。”

在需求侧，关键在于价格信号——例如推广智能电表，让消费者能从低价中获益，从而平衡供需。此外，还应支持面向电池的容量市场、加强欧洲互联线路，以及发展需求侧灵活性（如电动汽车、电解制氢、数据中心等）。”

“这种平衡有助于缓解负电价的结构性成因，”这位Sonnedix负责人总结道。

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