最近一周以来，“负电价”成为了北欧电力领域的关键词。根据央视财经的报道，9月4日，挪威首都奥斯陆、第二大城市卑尔根的电力交易价格徘徊在-0.3至0挪威克朗/千瓦时（-0.3挪威克朗约合人民币-0.21元）之间；而在芬兰，根据YLE（芬兰广播公司）的报道，该国平均电价在一周内已经五次跌入负值，最近的一次出现在9月10日。

如果进一步回溯，我们会发现，今年入春后，负电价在西欧、北欧等地已屡见不鲜。5月份，荷兰最低电价曾降至-4欧元/千瓦时的低值；7月份，丹麦、德国、比利时等地相继出现负电价，德国更是出现了全天24小时负电价的极端情况，最低价一度下探至-5欧元/千瓦时，打破了历史最低纪录。

不仅是欧洲，今年5月1日至2日间，我国山东电力市场现货交易中心也出现了罕见的连续21小时负电价，引发了业内热议，甚至引起部分从业人士的恐慌情绪。

在负电价的讨论、报道中，“发电还要倒贴钱”“通过用电能赚钱”等描述屡屡见诸报刊、网络，但作为涉及到发电、输配电、用电、税收、定价机制等诸多复杂因素的现象，负电价背后的真实情况远没有这么简单。

“负电价”是因供需关系影响而出现的正常现象

从基本原理上看，负电价的出现仍遵循着经典的供需关系定律，即供大于求，价格下降；供小于求，价格上升。价格出现负值，说明供给远大于需求，且偏离平衡点较多，而且，该交易标的理论价格的极值或说期望价格的最小值本就为负。

在实务领域，负电价的可能性一直都存在。我国电力领域元老，原能源部政策法规司副司长朱成章早年曾撰文介绍，自1995年我国制订《电力法》明确要实行分类电价和分时电价后，他就逐渐从国外了解到了零电价的存在，尤其欧洲水电发达，丰水季水电站常满负荷发电，但夜间电能需求几近于无，电卖不出去，电价就会归零。2001年，他从原美国斯坦福大学教授、美籍华人余序江先生处了解到了负电价的原理：夜间等用电低谷时段，部分电力机组为保系统安全会留一部分机器继续运行，同时，为避免频繁启停造成更大的额外损耗和设备风险、安全风险，一些机组会在用电高峰时段到来前提早启动或不停机运行，由此导致需求低谷期供大于求，为了消纳已产生的多余电力，会出现所谓“贴钱发电”的负电价现象，总结来说，就是为发电“贴”的钱要少于停机再开等操作的成本。

我国也曾有部分省份为避免“弃水”问题，制定过深夜水电发电超过限额即以零电价甚至负电价处理的规定，但更多是理论上的设计，实务中基本上没有出现过此类现象。

由理论到现实，近来负电价频繁“露面”背后，真正的关键问题是：在电力发明已近一个半世纪的今天，在如此成熟的电力市场中，到底是什么现实原因导致了供给严重大于需求，以致电价归零甚至变负？

当前“负电价”的产生多与新能源消纳密切相关

世界范围内负电价频繁出现与新能源的“大行其道”密切相关。

风电、光伏等新能源发电在21世纪迅速发展，欧洲尤其西欧起步较早、基础较好，中国发展较快、规模较大，但都面临着新能源消纳难题。新能源受自然条件制约，具有明显的随机性、波动性、间歇性特征，即使发电成本降至平价（与煤电的度电成本大致持平），也会与主流电网需要的稳定供应产生矛盾，造成消纳成本高的问题，导致消纳难，甚至出现弃风、弃光现象。

德国为了解决新能源消纳问题，设计了制度化的负电价机制，并于2007年开始实施，成为最早将负电价制度化的国家。按照相关机制，如果某个时段供给远大于需求，发电方可与购电方以负的上网电价进行结算，而新能源发电的边际成本接近零（与承担燃料成本的传统火电相比，风电光伏等没有原料成本），且有政府补贴支持，因此形成了一定的价格优势，为多余电量的消纳打开了空间。前文所述9月份芬兰的负电价、7月份丹麦、德国等地的负电价均与各国光伏装机过剩或风力短期波动导致的新能源电力供给过剩有关。

我国山东是新能源发电大省，其5月份连续21小时负电价的根本原因也是本就较多的风电光伏装机量遇到了强光照叠加大风增能，导致供给骤增，而五一假期工业用电需求下降，供需难以匹配，遂形成了负电价。

多数情况下，“负电价”并非“亏本买卖”

我国山东出现负电价后，有部分言论称这是“狼来了”，不利于我国能源稳定、持续供应，会让负重前行的传统电力企业、艰难创业的新能源企业都遭受打击，甚至形成恶性竞争。

但在梳理了多个典型负电价案例后，钛媒体APP发现，即使发电企业“倒贴钱”发电，也并不意味着这让他们的生意变成了“亏本买卖”。

以上周挪威出现的负电价为例，即使电价降至负值，当地多数能源供应企业仍可通过发电获取“绿色电力证书”（简称“绿证”），而交易绿证则能产生收益。根据中国社会科学院法学研究所生态法研究室助理研究员岳小华在《绿色电力证书的法律属性、制度功能与规范完善》一文中的介绍，挪威实行《电力证书法》，对通过水电、风电、太阳能等清洁能源发出的电力发放绿证，而按照当地有关配额义务的相关规定，每个供电商都需要持有一定数量的绿证，也因此形成了绿证交易市场，绿证价格由市场决定，且挪威与瑞典的绿证可以跨国交易。

而在德国，负电价制度实行伊始，就配套出台了相关的补贴政策，政府会依据成本、装机量、规划等因素综合考虑，对新能源发电企业给予一定的补贴，让其以负电价出售的损失小于其弃风弃光的成本，最终既保障了企业的经营，也避免了电力浪费，促进了新能源的发展。

我国山东的连续21小时负电价则与今年3月山东省发展改革委发布的《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》密切相关，该通知明确将现货市场的电力出清价格下限设为负0.1元/千瓦时，而这一价格设置的考量，一方面与当地电力现货市场试点期间就出现过负电价的实际情况相关，另一方面也与新能源仍享受补贴有关，新能源企业接受“负电价”后仍能在补贴中平衡成本与收益。

但对于火电厂来说，“负电价”就显得有些无奈，因为调峰保供任务、频繁启停成本较高等原因，部分机组在低需求时段仍会照常运行，电力无法消纳就只能“付费发电”，但也应该看到，短期付出的费用远小于频繁启停可能带来的成本和风险。

而且，世界大部分国家地区实行峰谷电价制度，低谷负电价的另一面就是平段价格边际增速快、高峰电价“天花板”更高，在发电量、用电量双低的时段通过负电价保持平稳运行，也有利于在用电高峰期快速供应上大量电力，以此在价高时获取更多收益。

“负电价”并不意味着“用电就能赚钱”

对于用户来说，更关注的还是负电价是否能给自身带来收益。

前文提到的负电价，指的主要是电力市场交易价格，即发电企业（供给方）与电网的结算价格，而这些电想要到达终端用户，还要经过电网的输电、变电、配电等环节，并且，最终价格中还包含政府收取的税费。所以，用户端电费即使跟随出货价格下降，也较难出现“边用电边赚钱”的“躺赢”场景。

在负电价机制发源地德国，曾有研究机构测算过，最近10余年，德国居民终端电价中的电力生产成本通常只占到三分之一到二分之一左右，其余的都是税和费。

而在我国山东的案例中，《证券时报》也曾采访过当地发电侧央企人士，受访者明确表示，负电价是报价策略，从用户侧来说是不会出现负价情况的。

不过，部分地区也出现过大客户“边用电，边数钱”的特例。今年6月份，比利时风能、太阳能发电量高企造成供大于求，当地削减新能源发电量的同时，开始向大型工业电力用户支付一定费用，以此来消纳过剩的发电量。

当然，由于各国电网、税费调节的广泛存在，这种情况目前尚属个案。

“负电价”提示出储能赛道的机会

目前来看，欧洲“负电价”已不是新鲜事，企业、市场、民众等利益相关方也均有一定的接受度。

而对于我国来说，在电力中长期交易占大头，现货交易规模较小的情况下，现货市场的负电价总体影响不大，而且目前出现的次数也并不多，讨论热度和衍生价值远大于实际影响。

但负电价的出现的确提示出了两个明确的方向，一是通过更市场化的电力价格机制、交易体制调配供需关系，让市场价格信号起到实际作用，避免产能过剩、资源浪费等问题；第二则是提示出了储能的重要性。

据厦门大学能源政策研究院院长林伯强介绍，导致负电价的一大主因就是储存问题，生产出来的电没法储存、没地方放，才会导致通过负电价来消纳。

如果能够实现规模化的长时储能，那么不管对于供电方的经营还是电力资源的有效利用，抑或电网配送和终端用户用电的灵活性，都能形成实际助益。

这也是目前储能赛道之为风口的一个基本逻辑，但受到有效利用率较低、投资成本较高、配套消纳效果不佳等影响，该产业在过去两年的发展速度并未达到业内预期。

但在今年，得益于新能源装机继续增长、核心材料碳酸锂价格下降、国内多地峰谷电价差扩大等原因，储能的发展速度有了明显提升，根据中关村储能产业技术联盟发布的数据，截至今年6月底，我国已投运电力储能项目累计装机规模达到了70.2GW，同比增长44%；相关企业布局也明显活跃，业绩实现提升，光储逆变器龙头阳光电源（300274.SZ）半年报显示，其储能产品营收大增，较上年同比增长257.26%。

虽然这些数据显示出了储能领域的强劲势头，也让市场热度、投资兴趣进一步升温，但该领域距离规模化商业应用还有较长的路要走。短期来看，储能的发展还难以解决负电价问题，但随着国外相关案例越来越多，国内的讨论也愈发深入，相信当负电价再现时，就不会再次引发“狼来了”“发电企业要完”等恐慌情绪了。

（本文首发于钛媒体APP, 作者 | 胡珈萌）

更多宏观研究干货，请关注钛媒体国际智库公众号：