隨著新能源裝機占比增加，風光資源與用電負荷在時間上錯配，市場出現供大于求，負電價發生的可能性將會大大增加?

(來源：微信公眾號“能見”)

據瑞典銀行SEB研究所周二公布的報告，在過去十天里，太陽能生產商在發電高峰時段不得不接受高達87%的折價，電價甚至跌至零以下。平均而言，太陽能生產商輸出每兆瓦時電力只能產生9.1歐元的收入，遠低于非太陽能發電時段的70.6歐元。

也就是說，當非管制電力的產量與需求相等或更大時，電價就會在非管制電力產量最大時崩潰。

但需要注意的是，負電價反映的是可再生能源大規模接入電網帶來的“消納問題”，并不意味著電力供應處于過剩的狀態。德國電價遭遇滑鐵盧的背后是太陽能安裝量的創紀錄增長。

SEB首席商品分析師Bjarne Schieldrop指出，到2023年底，德國太陽能總容量超過了81.7吉瓦，而需求負荷僅為52.2吉瓦。

德國是最早投資太陽能技術的國家之一，俄烏沖突后積極發展能源自主，是歐洲太陽能發電量最大國，也促進德國強大太陽能文化，支撐經濟與就業景氣。但最近也因再生能源投入出現能源過剩，甚至負電價，導致太陽能發電商獲利暴跌。

據悉，2022年德國約45%電力來自化石燃料，俄羅斯切斷天然氣供應后，沖擊德國最大電力用戶，受能源成本飆升和天然氣短缺影響，企業被迫削減產量，德國化學品和化肥等能源高度密集產業產量到2022年底降至多年低點。后來德國卯起來發展再生能源，推動產量激增，幫助電價2023年回歸長期平均，德國制造業部分成本壓力緩解，刺激今年至今工業產出的零星復蘇。

德國聯邦網絡管理局(BNetzA)統計數據顯示，2023年，德國可再生能源新增裝機容量17GW，總裝機容量接近170GW，同比增長12%。其可再生能源的增長主要來自光伏，與2022年相比，德國2023年的光伏發電量幾乎翻了一番。

「能見」查閱資料了解到，2014年，德國政府發布了一項旨在抑制負電價的法律。根據該法，如果現貨市場價格在6小時或更長時間內為負值(負電價)，新能源的市場和管理補貼將減少到零。2021年，這項規定被進一步收緊，改為實行"4小時規則"。

然而，盡管這些政策和法令在一定程度上發揮了作用，但仍無法完全避免負電價的出現。

“努力了半天”的德國，就因為“太過努力”而導致如今面臨太陽能發電供應過剩的局面，其原因在于：

一是德國過去對俄羅斯能源依賴太大。作為歐洲經濟的領頭羊，德國以前非常依賴俄羅斯的油氣資源。2022年俄烏沖突爆發以后，歐洲油氣價格一路暴漲，甚至威脅到德國的工業制造。

原本計劃結束核電時代的德國，又不得不宣布延緩煤炭淘汰計劃，增加化石燃料發電，以確保供電穩定。同時，德國也大力發展可再生能源發電。不愧為制造業強國，短短兩年時間，德國的太陽能發電終于發展成了今天的過剩局面。

二是太陽能發電的供應不平衡。太陽能發電具有很大的波動性和不可控性，白天是發電量的高峰期，但家庭用電高峰卻在晚上，居民享受不到太陽能發電的低電價，這也是為什么太陽能供電和非太陽能供電價格差距之大的原因。此外，冬夏季節的光照差異，也會出現供電不平衡的問題。

三是德國儲能市場結構不均衡。雖然德國是累計儲能裝機容量在全球也算是位居前列，但德國的儲能市場以用戶側儲能為主，占比超過80%。

說白了，問題的核心在于電力消費與供應之間的效率問題。對于整個市場而言，負電價即無法讓廣大普通消費者獲益，又會對電網造成沖擊，同時也會阻礙新能源的發展。而想要解決負電價，可以從電廠本身進行解決。

對于光伏或風電廠而言，最大的問題在于靈活性不足，也就是可再生能源發電時間與居民用電時間的不匹配，比如光伏通常是白天發電，而居民用電通常在夜晚。靈活性的不足源于過去電力很難保存，但隨著儲能技術的發展，儲能將是解決風電和光伏電力難以保存問題的有效手段之一，它有助于提高電力系統的靈活性和可靠性，促進可再生能源的更廣泛應用。

此外，政府和企業還需要加強合作，推動智能電網和分布式能源系統的發展。通過優化電力調度和分配，實現電力供需的平衡。