上周末，德國民眾首次享受用電還能“賺錢”的“尊享待遇”，而這都要仰仗本年度德國風電發電量的大幅上漲和成本價格的相應走低。

根據德國風能協會的預計，10月29日國風能發電量在當地時間上午7點達到峰值供電量39190兆瓦，超越今年3月18日創下的38370兆瓦記錄，達到歷史新高。

全國供電量大于實際需求的情況，導致上周末德國用電價格從10月上中旬的30歐元/兆瓦時，落至0歐元/兆瓦時以下。德國過去曾出現過日內特定時段電價為負的情況，但這是首次全天平均用電價格為負。

風電裝機容量占全國三分之一 峰值可滿足半個德國的用電需求

這樣巨大的風力發電量相當于約40座核電站的發電總量，可以滿足逾50%的德國全國用電需求。

由于缺乏妥善的大規模電力儲存手段，當風力發電處于峰值時，德國電力供應商在滿足人們的用電需求的同時，很難讓電力供應保持相應的平衡。用電價格為負意味著電力供應商必須關閉發電站以減少供電，或向用戶“倒貼錢”，鼓勵其加大在電網上的用電量。

截至今年6月，德國的在岸風電場已經占到了德國全國裝機容量的三分之一，而根據德國風能協會的預計，今年新裝機風電容量還將攀升9%。

德國在岸風電場占據的國土面積大約為2%

歐洲新能源負電價是怎么形成的？

傳統的電源邊際成本主要是燃料成本，可再生能源發電的燃料成本卻為零，其邊際成本也接近零，因此在完全市場競價的機制下是最優先上網的電源。

其他電源邊際成本從低到高依次為核電、煤電、氣電，這也是各類電源競價上網順序。如果可再生能源能夠滿足或超過用電負荷，而系統中又出現大量瓶頸，電力市場將出現零電價或負電價。

引入這一機制是歐洲電力市場發展的一個趨勢，2007~2012年，諸多歐洲國家的電力市場規則中允許出現負電價，包括加入歐洲電力日前交易市場EPEX的四個國家(法國、德國、奧地利、瑞士)以及北歐、比利時和荷蘭，其他電力市場仍不允許批發電價跌至零以下。

為解決風電和光伏上網 我國也在建立電力現貨市場

近年來，新能源裝機在中國快速增長，2015年，在直購和發電權交易等政策已有所實施的情況下，中國的新能源企業將區域標桿電價全部讓出，發出零電價信號，僅得國家補貼，為了獲得部分發電權。這與當年歐洲的負電價的意義不同，歐洲的負電價/零電價為日前市場，作為市場定價，是發電設備商的被動行為；而中國的零電價是發生在中長期交易中，是發電設備商的主動行為。

今年8月28日，國家發改委下發特急文件《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，確定了南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等八個地區作為第一批試點，要求加快組織推動電力現貨市場建設工作。在2018年底前啟動電力現貨市場試運行。

“目前棄風、棄光、棄水比較嚴重，尤其是風電和光伏，隨機波動性大，在沒有電力現貨市場、只有中長期合約交易市場的情況下，這些新能源電力很難進入市場體現價值。”

“有了現貨市場后，因為是實時的市場，風電和光伏可以在市場中按邊際成本進行報價，體現它們的價值。同時，為風光調峰的傳統能源，其價值也能通過現貨市場體現出來。”