原标题：每用1度电就能挣3毛，欧洲的负电价真的利于消费者吗？
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特约记者|钱伯彦发自德国
新冠疫情的阴霾仍笼罩着欧洲大陆。与此同时，欧洲电力市场也在经历着一次大考验。
4月以来，欧洲电力市场EPEX Spot德国卢森堡地区的日前电价俯多次冲至负数以下，从-0.5欧分/度，到-3.5欧分/度，甚至到-4欧分/度，这相当于电力消费者每使用1度电，可拿到约3毛人民币。
不仅在德国，负电价同样在欧洲其他国家普遍出现。
自从2008年欧洲电力现货市场EPEX Spot允许负电价出现以来，欧洲各国电力市场出现负电价的频率和持续时长逐步上升，已成为全球负电价出现最频繁的地区。
目前，美国的加利福利亚州、德克萨斯州和新英格兰地区，澳大利亚和欧盟，是世界上唯三大量出现负电价的地区。
欧洲人也在不断击穿负电价的地板。仅以日前市场的电价计算，2019年德国卢森堡市场的最低价为-9欧分/度；全欧最低价则为比利时人去年6月8日创下的-13.4欧分/度。
2020年开年以来，负电价更加密集出现。德国卢森堡地区3月中有十天出现负电价，今年累计负电价时长已超过133小时；法国、捷克、荷兰、奥地利今年两次出现长达数小时的负电价，欧盟总部所在的比利时已连续五次出现负电价。
造成今年负电价频发的首要原因是新冠疫情的爆发。
在需求侧，法国自3月16日起、德国自3月23日起全国工厂即悉数关闭，几乎所有文职人员开始居家办公，工业企业和商业楼宇用电需求大幅下降。根据德国联邦能源与水利协会BDEW的数据显示，全德用电需求同比萎缩约10%。
此外，3月以来反常的晴好天气以及轨道交通频次减半，也分别使取暖用电和交通用电大幅下降。
在供给侧，自2月台风萨比娜席卷欧洲以来，风力发电量屡创新高。在2月8日台风最猛烈的周末，发电量大涨的风电一度覆盖了全德国60%的用电需求，达43.7 GW。3月晴好天气的反常密集出现，又导致光伏发电量大增。
据德国电网署数据，今年一季度，可再生能源发电量覆盖了该国52%的用电需求，这是可再生能源首次在德国覆盖过半用电需求，该数字去年同期为44%。
电力供大于求，却缺乏足够的储能空间，导致用电低谷时出现大量过剩电力。如果停止发电，带来的成本可能更高，发电商因此更愿意以负电价出售。
负电价的出现，还需要的条件是，电力市场允许打破价格上下限规定。目前，中国电力市场存在上下限，因此还未出现负电价。
值得一提的是，负电价并无法惠及欧洲的普通居民用电。
在电力供应选择较多的德国，普通居民无论是从拥有配电网运营权的市政公司购电，或是从发电企业的售电公司处购电，执行的是一揽子固定电价，与电力市场价格完全脱钩。
目前，德国约30.4欧分/度的电价中，仅有23%为发电成本，其余皆为税费、电网费用与可再生能源摊派费。
在法国电力集团（EDF）一家独大的法国，约18欧分/度的电价中，也仅有35%归属于发电售电成本。
对于工商企业等电力消费者而言，倒贴送钱的负电价则是一柄双刃剑。
因为只有少部分企业此前通过电力期货市场对冲交易规避了风险。大部分工业生产型企业在与供电商或售电公司签订的合约，都规定有用电量的天花板与地板量，该区间一般在10%至30%之间。
对于这些签订了合约的企业而言，如果使用电量达不到地板量，将面临处罚。但在疫情期间，它们的用电量减少，所以在电力市场上亏本倒贴甩卖是唯一选择。
这促使这些企业的电力成本进一步上升，加重了它们在疫情期间本已紧张的现金流负担。
但另一方面，电力现货市场价格的下跌，也带动了电力期货市场价格的同步下跌。
4月以来，欧洲电力期货市场2021年的价格已经从3.9欧分/度下降至3.4欧分/度，去年同期的价格约在5欧分的高位。工业企业因此能借此机会，为明年确定相对廉价的电力供应。
负电价一直被欧洲视为电力调峰、促进能源转型的正常市场化手段。
2007-2010年，德法两国先后允许日前市场和日间市场上负电价的存在，意在刺激燃煤、核能等传统发电厂主动配合可再生能源并灵活发电。根据相关可再生能源法规定，电网有义务优先接入可再生能源发电。
燃煤发电和核电是德国和法国能源结构之中的重点。2019年，德国29%和14%的发电量来自于燃煤发电和核电；法国则有71%的发电量源自核电厂。
但负电价对于煤电和核电的激励效果仍较为有限。
首先，不适合频繁快速启停的煤电厂和核电厂并不愿因数小时的负电价“激励“，而主动承担启停成本。对于距离城市较近的燃煤电厂而言，热电联产中远程供热在冬季带来的收益，进一步摊薄了负电价的激励。
其次，燃煤电厂与核电站在供电合约均有保障条款。一般而言，燃煤电站最低需满足42%的额定功率，核电站需满足49%的额定功率。这使得煤电与核电的操作空间极为受限。
此外，具备一定规模的燃煤电厂和核电厂还需承担系统调频的任务，该任务也是分布式的风光发电无法完成的。
在负电价频繁出现的当下，另一个切实的问题是：倒贴的可再生能源是否能够继续享有政府补贴？
毕竟，导致负电价出现的直接原因是风光发电的不稳定性。
以2019年4月22日德国负电价最低值-9欧分/度出现时为例，当日下午2时，晴好天气导致约30 GW的光伏发电涌入电网，遇上复活节期间用电需求减少，造成了大量电力过剩。
能否获得补贴，与补贴形式和所在国密切相关。
根据欧盟2014版《环境与能源国家补贴规定》的相应条款，可再生能源补贴受到6小时原则限制。即如果在电力日前市场连续出现6小时或以上的负电价时段，那该时段内一切补贴皆被取消。
该原则也在德国的《可再生能源法》和荷兰、比利时等国得到了体现。
但在要求更为严格的法国，规定可再生能源补贴在任一出现的负电价时段都会失效。这意味着，法国可再生能源项目需要完全承担负电价的风险。
6小时原则的唯一例外，是100 kW以下的小型可再生能源项目，该类型项目12欧分/度的标杆电价并不受负电价影响。但这些小型项目占比不足10%。
决定补贴有效与否的另一个因素是项目并网时间。
欧盟境内的可再生能源补贴形式大致以2014年为界，划分为两大类。
以德国为例，《可再生能源法》规定，2014年前的可再生能源并网项目由电网企业直接购电，且不受6小时原则限制。这批老项目约占到德国可再生能源发电容量的37%，它们不受负电价影响。
剩余的63%在2014年以后并网的可再生能源项目，它们的补贴由标杆电价与市场价格共同确定。具体而言，该类项目运营商必须自行在电力市场参与交易，补贴额度等于标杆电价与当天市场均价之差。该类项目均受到6小时原则限制。
由于德国连续6小时以上负电价时段，约占负电价总体时长约一半。这意味着，德国可再生能源运营商有一半概率需承担负电价带来的风险。
