欧洲能源转型中的负电价问题思考

随着可再生能源占比持续扩大，欧洲尤其是德国经常出现负电价现象。这一现象一方面源于电厂深度反调峰能力的局限，另一方面则是由补贴政策设计不当（即激励与需求跟踪不匹配）所引起。在2020年，新冠疫情导致经济放缓和能源需求减少，德国、法国和瑞士等国的负电价小时数达到了历史高峰（详见图一）。在负电价时段，发电商不得不支付给消费者的费用，甚至高达正常电价的数倍。这不仅对欧洲电力市场的稳定造成了负面影响，也严重打击了消费者的信心。

欧洲各国迅速认识到了这一问题的重要性，并立即采取了行动。通过增强电厂的运行灵活性和调整补贴政策，有效地缓解了负电价问题。本文将从技术、市场和政策三个方面深入探讨引发负电价的深层次原因，解析欧洲各国的应对策略，并展望未来这一现象的发展趋势。文章的结尾部分将总结这些经验，并探讨其对中国的启示和可能的借鉴价值。

（来源：电联新媒 作者：赵紫原 ID:dianlianxinmei2017）

图一：欧洲各国出现负电价的小时数

负电价出现的背后原因

负电价主要在风电和光伏发电高峰期时出现。尽管发电总量已经过剩，并引起了负电价现象，许多电厂仍然在持续发电，但背后的原因是多种多样的。主要涉及三个关键因素：首先，电厂的应变能力有限，难以适应可再生能源的波动性，还与能源结构和电网结构相关。其次，为了保持电网稳定，调频备用电厂不能轻易中止运行，反映了电厂应变能力方面的短板。最后，可再生能源的补贴政策未能精准契合市场需求，这既涉及到需求层面，也与政策适应性相关。从某种程度上来说，都或多或少地与发电机组和政策机制的灵活性相关。负电价的表现因各国情况而异，但均与各国的能源结构和电网结构及其演变有密切的联系。

电厂灵活性对负电价的影响

德国联邦网络监管局在2016年至2018年期间多次进行普查，总结了在负电价时段电厂仍继续发电的几大主要原因：热电耦合、自备用、停开机的成本、调频备用、调度资源有限、替代能源供热成本过高、价格走势预期、需要处理气体的工业过程、最短运行时间、其它原因。

热电耦合（地区供热和蒸汽供应）被认为是第一大原因（45-55%）。在几乎所有时期，自备发电都是排在热电耦合之后的第二大原因，而停开机的成本和调频备用则是其它主要原因。

电厂的调度资源、调频备用以及实际调频电量都是决定电厂最小发电量的重要因素。在最大负电价时段，最小发电量（门槛发电量）占总发电量的20%至34%。另外，传统电厂所提供的负调频电量在所有最小发电量中占比最高。

电力结构和电网结构对负电价的影响

欧洲各国出现负电价的时间和特点各有不同。可再生能源过剩和负荷不足都会引起负电价。研究结果表明，负荷每下降5%，负电价的小时数就会增加35%之多。2020年，新冠疫情导致需求下降，使欧洲各国的负电价小时数增加。

德国的负电价主要和火电厂的运行灵活性不足有关。德国北部风力资源丰富，风电经常过剩。而南部的阳光充足，光伏发电占比较高。冬季既有风又有大太阳时，光伏发电会叠加到风电上去，引起负电价，特别是周末负荷低谷时。2020年，负电价高达298小时，分散在51天内。

对于瑞士来说，每年三至五月，雪融水增多导致水电发电量上升。水力发电厂因停启费用过高仍然继续发电，使发电供过于求，出现负电价现象。2020年，瑞士负电价累计达75小时，主要在15天内。

法国的核电在全球占比领先。核电主要提供基荷，运行相对缺乏灵活性，不便于经济高效地关闭和重新启动。

图二：欧洲各国2022年电力结构

德国大规模可再生能源发电过剩时，还会通过国与国之间的联络线影响到周边国家。波兰电网首先受到了重大冲击，随后影响范围扩大到了瑞士和法国。

尽管德国和丹麦地理位置相近，但丹麦的风电占比已近50%，远超德国的20%，但负电价与德国几乎处于同一水平。丹麦的火电也不多，说明可再生能源的消纳和负荷控制都做得非常好，详细情况将在第二章“电转热对减少负电价的作用”中介绍。

瑞士也与德国相邻。瑞士拥有丰富的水力资源，发电机组具有出色的调节能力，跨境进口容量也相对受限，从而在很大程度上避免了负电价的出现。但在冰雪开冻季节，水电会过剩，瑞士仍然会遭遇负电价。

随着可再生能源的增长和进口德国廉价电力，法国也出现了负电价。据统计，2015年法国并未出现负电价。但从2018年开始，清晨的前八小时开始频繁出现负电价，这可能与法国风能的增长有关。与瑞士类似，水力发电在春季增多，负电价的出现尤为频繁。2020年，新冠疫情导致电力需求骤降近17%，负电价小时数也因此激增，达到前年的五倍。

由于电网对外联系相对较弱，在风电过剩时段，爱尔兰经常面临电力出口的瓶颈问题，进而导致负电价的频繁出现。2020年的负电价累计高达374小时，使其成为当年欧洲负电价小时数最高的国家。

西班牙的电力结构相对理想。2022年，可再生能源和燃气发电的比例分别是35%和30%，核电为22%，煤电可以忽略不计。燃气发电给西班牙的电力系统提供了足够的灵活性，所以至今为止没有发生负电价现象。

总之，欧洲各国的负电价现象揭示了负电价的出现不仅与能源的结构（电力的构成）有关，还会受电网的结构的影响，甚至非可再生能源也会成为引起负电价的原因。

调频备用对负电价的影响

调频电厂的热备用机组由于要参与调频，由于停启时间过长，即使在负电价的时段也不能停止运行。在德国，为了补偿发电小时数不断减少带来的利润下降，很多煤电机组也参与调频，在负电价时段成为累赘。

从图三可以看出，负电价的高峰期，传统电厂仍然在发电。不仅燃气电厂（灰色曲线）来不及停下来，作为基础负荷的核电厂（褐色曲线）也不能幸免。当电价恢复以后，硬煤（黑色曲线）和燃气电厂的反应速度都十分有限，倒是被价格较贵的抽水蓄能电站（深蓝色曲线）把钱赚走了。

德国适合建设抽水蓄能电站的地方非常有限，光靠抽水蓄能电站满足不了调频需求。

图三：调频热备用与负电价的关系

政策的灵活性对负电价的影响

在欧洲众多国家中，德国对可再生能源的支持尤为显著，其补贴力度远远超过其他国家。不过，当可再生能源过剩导致负电价时，这种政策却成了一种束缚：为了保住市场补贴，可再生能源运营商不得不选择继续发电，哪怕这样做既不经济，又可能对电网构成风险。

与此不同，法国的可再生能源补贴法规规定，在负电价出现时，该时段内发电不会得到补偿。相反，若可再生能源运营商停止发电，将获得某种形式的奖励。

瑞士获得固定补贴的可再生能源装置数量远低于德国，基本上没有因补贴引起负电价的情况。目前，政策法规不允许停发水电，不过对于这些水电站来说也负电价也并非好事。

丹麦早在1980年代就开始大力发展风电，远早于德国。受到1970年代石油危机的影响，丹麦立志减少对外部能源的依赖。其主要的补贴策略是固定电价补贴和价格差额补贴。此外，丹麦还采用了招标方式，为风电项目确定补贴标准。

丹麦对其补贴政策的调整较为频繁，持续地与市场价格保持同步，并根据技术成本的变化进行调整。与此相比，德国在早期则提供了一个较长期的固定补贴。丹麦一直鼓励社区参与新能源项目，因此，许多早期的风能项目都是由当地社区主导的。为了让当地社区从风能项目中获益，政府鼓励居民购买风电的股份。尽管德国也有类似的鼓励措施，但其实施规模远小于丹麦。

尽管丹麦的风电占比超出德国一倍以上，但两国负电价的小时数却大体相当。这无疑证明了政策灵活性在负电价问题上起到了至关重要的作用。

负电价的应对策略

为了减少负电价的出现，发电必须以跟踪用电的方式来达到需求平衡。在发电过剩的时候，传统电厂需要通过提高运行的灵活性来减少发电量。用户可以通过实施电变热、电变气、电变液，以及负荷控制来增加用电量，降低负电价小时数。政府可以通过调整可再生能源的政策使其跟随需求。另外，抽水蓄能和电池的双向发用电特性和市场的平衡机制都可以促使需求平衡。

提高电厂灵活性在减少负电价中的重要作用

德国，在能源转型之初，一直以煤电为主。因此，提高电厂灵活性在当时实质上是增强煤电的适应性。到目前为止，有条件的电厂都已经进行了相应的灵活性升级和改造（详见图四）。其中，燃气电厂通过锅炉改造和大小机组组合的方式提高了运行的灵活性。一些工业企业甚至达到了多样化的燃料选用，例如，燃油和燃气的替代使用，或是燃气与氢气的混合使用。

图四：提高电厂灵活性的措施

与德国相比，核能在法国的电力结构中占据主导地位，提供了约65%的电力，法国在提高核电厂的灵活性方面经验更丰富一些。以下是法国针对核电厂的灵活性改造所采取的几个要点：

其一，为适应可再生能源的波动性，核电厂改造后支持负荷跟踪运行，可以根据需求实时调整发电量；其二，核电厂部分设备和控制系统已经技术升级，以确保在变负荷运行时能保持稳定和安全；其三，通过增强灵活性，核电厂减少了频繁的启动和关闭，延长了其使用寿命并降低了维护成本；其四，随着可再生能源比例不断增长，核电厂的灵活性改造为可以与风能、太阳能等可再生能源的更高效协同创造了条件；其五，除技术升级外，操作人员的培训也是核心部分，以确保他们能有效应对各种运行场景。此外，管理和运行策略也进行了调整以适应新的变化。

然而，欧洲其他国家核电的灵活性尚不及煤电，而煤电又不及燃气发电。但是，每种能源形式的灵活性都有其物理极限。例如，法国经验表明，核电厂在燃料使用初期可以将最低出力降到20%，但这一数字会随着燃料使用的进展逐渐增加。

总得来说，法国在提高核电厂灵活性上的努力和经验为其他国家提供了有益的参考。尤其是在核电厂的协同运营上，法国有时会让部分核电厂退出运行，而让其他电厂满负荷发电，这一点尤其值得其他国家学习。

电转热对减少负电价的作用

德国在能源领域的创新及其对负荷的削峰填谷管理已经取得了显著的成果。尽管大型可再生能源发电有直销电力市场的要求，并且虚拟电厂技术已经广泛应用，但热电联产和电转热的发展潜力仍然巨大。

为了应对极低甚至负电价时的运营挑战，德国的供热运营商正在增设大容量的电转热模块。在负电价出现时，他们可以暂时停止热电联产电厂运行，利用电转热技术，低成本地满足供热需求。这一策略可有效降低热电联产发电的运营损失。

对于电转热，德国的典型商业模式是热电联产和电转热的协同运作，同时参与调频市场和现货市场。在过去，大型电转热设备的经济效益并不理想，因为所有电力消费都要缴纳“可再生能源税”。但自2022年起，这项附加税已被取消，大大增强了大型电转热设备的投资吸引力。对于这类设备，其经济效益与其满载运行时间紧密相关。通常，满载运行时间在1000至1800小时之间是其盈利的关键，特别是在负电价频繁出现的情境下。

目前，德国北部的输电公司正在与当地的综合能源网络公司合作开发大型电转热项目。这些项目位于北部风电过剩的地区，预计将新增10吉瓦的电转热容量，相当于当地风电装机容量的约六分之一。

电转热的效率不高，热泵是更好的选择。尽管热泵单体规模一般较小，但德国已拥有累计超过10吉瓦热泵的总容量。德国热泵协会预测，到2050年，为实现供热转型，德国至少需要部署1700万台热泵。现在，一些热泵已经被集成进虚拟电厂系统，为现货市场和调频服务市场提供支持，尤其是在负电价时段。

与德国相比，丹麦拥有高度集中的供热系统，多数供热设施都已与电力系统实现了良好的集成。电转热技术正成为一种将多余电能转化为热能的有效手段。丹麦早在20世纪80-90年代就开始研究和推广大型热泵技术，随着技术进步和成本降低，这一技术的应用范围已大为扩展。

丹麦的负电价在2020年前主要发生在冬季风电过剩的时候。随着电转热和热泵技术的普及，风电对供热的贡献逐渐增大。从2020年开始，负电价由于光伏发电的增加只是在夏季才出现。这体现了这两种技术在电力和供热系统整合中所发挥的重要作用。

政策的灵活性对减少负电价的作用

在欧洲各国中，德国实施的电力补贴政策更为积极主动。以其对可再生能源的补贴政策为例，德国的补贴期限长达20年，相比之下，法国的此类补贴仅维持15年。在面临负电价挑战时，欧洲各国政府都展现出政策的灵活性，既保持了对可再生能源的长期扶持，同时也对市场补贴政策进行了动态调整。

德国的研究发现，负电价中持续6小时的居多。因此，德国政府制定了相应的限制措施，例如，如果现货市场价格出现长达6小时或更长时间的负电价，可再生能源的市场及管理补贴将会被取消。而法国对于负电价的时间上限则是20小时。

图五：负电价持续时间分类

尽管如此，这并没有完全遏制负电价的增长。因此，到2021年，德国这一限制措施进一步收紧至“4小时规则”。

到2023年初，为避免负电价超过规定时间，可再生能源运营商开始采取预防性减少发电量，以免失去市场和管理补贴（详见图六）。这一现象进一步证实，政策的灵活性对于减少负电价起到了明显的作用。

图六：政策对减少负电价的效果（2022年12月31日）

值得注意的是，负电价不仅在电力供过于求的情况下出现，也可能在用电量减少时出现。2022年，受俄乌战争的影响，天然气价格飙升，导致德国的天然气消费量急剧下降。德国大部分家庭因此开始调整取暖时间，以降低电力消费。然而，这一期间并没有出现负电价回升的情况，说明了动态市场补贴的重要性和有效性。

法国在能源危机后也进行了相应的政策调整，核能占比有所下降，燃气发电比例增加。随着经济逐渐复苏，负荷逐渐恢复，负电价的小时数也有了明显的下降。

综上所述，政策的灵活性对于减少负电价起到了关键作用。无论是在日常市场还是能源危机中，这种灵活性都显示出其重要性。同时，政策的适应性和灵活性也为储能技术的应用提供了空间。