自今年3月实施封锁政策以来，法国、德国、比利时等欧洲国家均出现了负电价。据当地媒体报道，在德国，仅今年第一季度已有128小时处于负电价状态。EPEXSpotSE交易所数据显示，今年第一季度，欧洲（期货）平均电价同比下降了约23％。

厦门大学中国能源政策研究院院长、能源经济与能源政策协同创新中心主任林伯强在接受记者采访时表示，疫情期间欧洲之所以出现负电价，是因为电力需求下降，而供给停不下来，电力又缺少储存的空间，所以导致了此现象。

清华海峡研究院智慧能源中心主任廖宇目前正在德国，他告诉记者，在消费端，并没有观察到电价有明显变化，也并不认为消费者会在其中获利过多。

供需失衡

同时，林伯强解释，此前欧洲出现负电价的现象并不少见。欧洲多国利用可再生能源发电，其边际成本较低，在这种情况下，可再生能源发电与负电价或长期共存。

据国际能源署（IEA）发布的《全球能源回顾2020：新冠肺炎危机对全球能源需求和碳排放影响》报告，今年第一季度，防控措施导致欧洲电力需求下降了20%，法国下降了至少15%，德国下降了近10%。

厦门大学中国能源政策研究院助理教授吴微向记者进一步解释，供需失衡背后，更深层次的原因在于欧洲电力市场采取即时平衡的政策，且采用竞价上网的机制。

他介绍，电力的供应与消费是即时平衡的。在没有大规模储能装置的情况下，用户每消耗一单位电力，发电厂必须同时发出等量的电。同时，电力需求又在时刻发生着变化。正常情况下，高峰时段的负荷需求是低谷时段的数倍。而电力系统的电源装机又需要按照满足高峰负荷的需求而准备，这就导致在用电低谷时会有大量的电源处于闲置状态。此前，部分过剩的电力能够通过欧洲大电网消化，但是目前欧洲整体电力需求较低。

在电力市场的运行机制方面，欧洲普遍采取的是竞价上网的机制，即不同的电源之间相互竞争，报价最低的电源会优先进行交易。在用电低谷时，由于电力市场的供给远远高于需求，就有可能出现极低的交易价格，甚至是负电价。

廖宇对记者表示，当电力供大于求时，解决办法主要有两个：停止发电、采取负电价，前者往往会带来更多的损失。从成本收益的角度来看，电力发电的综合成本包含边际成本与运营成本两部分。施行负电价，虽然边际成本为负，却减少了运营成本的损失。如果从综合成本来看，电力供应商损失并不会太大。“目前欧洲多国出现负电价，其实是短期离散的表现，中长期来看，不必过于担心。”他说。

吴微补充道，欧洲各国普遍建立了较为完善的电力金融市场。对于大型的发电企业，往往会在电力远期或期货市场提前锁定卖出价格，电价波动的风险其实已经转移给金融市场的其它参与方，当出现负电价时，发电企业仍然能够以较高的价格卖出电力。

2007年，德国日内市场首次引入负电价，后于2008年在日前市场引入负电价。目前，加入EPEX的四个国家（法国、德国、奥地利、瑞士），以及比利时和荷兰在其电力市场规则中允许出现负电价，欧洲其他电力市场不允许批发电价跌至零以下。

对消费者影响不大

那么，欧洲消费者真的能从中获益吗？

廖宇认为，对于电力供应商、电力公司和消费者而言，影响均不会太大，电力期货市场的投机客的利益最有可能受损。从中长期角度来看，电力价格仍将为正，电力供应商和电力公司仍会有可观的利润。

他向记者解释，在德国，用户一般与售电商签订售电服务协议，协议期限通常是一年，给用户的电价在协议期限内是固定的。售电商代表用户到市场上参与电力买卖交易，在批发电价基础上加上输配电价、税费，与用户电价并不发生联动，因此个人用户难享批发市场负电价。

在廖宇看来，在以市场主导的欧洲电力市场中，需要警惕的不是负电价，而是正电价。如果电价一旦暴涨，消费者便会买不起电，或者买到的价值与价格不相符。市场价格还会被人为操纵，出现徇私舞弊等现象，扰乱电力市场。