2023年以來，歐洲負電價現(xiàn)象出現(xiàn)地較為頻繁，在7月份尤為明顯。歐洲電力交易中心給予負電價的定義為“負電價就是當高度不靈活的發(fā)電碰到了低需求時，電力批發(fā)市場的價格信號”。究其根源，在于可再生能源發(fā)電波動性較大而靈活性欠佳，造成了電力供應的階段性過剩。

　　回溯歐洲近些年來電力供應結構的演變，在不斷釋出的減碳政策鼓舞之下，市場逐步完成了競爭迭代，可再生能源發(fā)電的占比不斷提高。而電力供應結構中的癥結主要在于可再生能源的靈活度欠佳，造成部分時段的電力供需難以匹配。當電力的供給大于需求時，電力價格承壓下降，然而電力生產(chǎn)短時間難以立即停止，因此，即使上網(wǎng)電價無法覆蓋電力生產(chǎn)成本，發(fā)電依然繼續(xù)，生產(chǎn)出的電力以低價售出。

　　歐洲不斷釋出戰(zhàn)略型指引和支持型補貼政策推動可再生能源電力發(fā)展的同時，可再生能源發(fā)電不穩(wěn)定、波動大的問題也隨著基數(shù)的走高而被放大，愈加容易造成電力供應的顯著過剩(負電價)或者短缺(高電價)。

　　此外，歐洲負電價的出現(xiàn)另一重要原因是可再生能源的邊際成本低，低電價時企業(yè)鮮少采用靈活調(diào)整發(fā)電量的方法，依然會維持電力供應?？稍偕茉窗l(fā)電經(jīng)歷了長時間的沉淀，政府的補貼、技術的進步等均推動了其降本增效。

　　行業(yè)如今步入相對成熟發(fā)展的階段，能夠深度參與供電的市場化競爭。也正是在電價市場化的背景下，可再生能源發(fā)電的低邊際成本優(yōu)勢突出。通過對比可再生能源與傳統(tǒng)能源發(fā)電的LCOE(平準化度電成本)，我們發(fā)現(xiàn)對于傳統(tǒng)能源發(fā)電廠而言，發(fā)電量越高即代表燃料和碳交易成本會隨之上升。并且由于燃料和碳交易成本在LCOE中占比過半，發(fā)電量增加即使能夠稀釋固定成本，但是對總LCOE的邊際降低效果較弱。對于可再生能源發(fā)電而言，反而是固定成本占據(jù)半壁江山。

　　因此，處于分母項的發(fā)電量越大，則越有利于稀釋每單位的固定成本，即具有更顯著的“低邊際成本”優(yōu)勢。遇到電力因為供應過剩而下行的時期，可再生能源尚且能夠得益于密集發(fā)電期的規(guī)模效應，產(chǎn)生邊際上更為低廉的成本，而傳統(tǒng)能源的單位發(fā)電成本則更為剛性，使得其競爭優(yōu)勢減弱，有可能出現(xiàn)因虧損而調(diào)減發(fā)電量的情形，從而面臨市場份額被可再生能源發(fā)電所擠出的風險，直至電力供需回歸平衡。

　　當下歐洲迫切進行的新能源轉(zhuǎn)型和無法匹配的儲能系統(tǒng)之間的矛盾依然存在，結合每年風力和光伏發(fā)電的波動規(guī)律和歐洲電力需求“兩頭高，中間低”的季節(jié)性特征，夏季和冬季容易面臨的供需劈叉風險難以消弭。

　　因此，可再生能源發(fā)電的彈性和低邊際成本的屬性或?qū)⒊掷m(xù)在某種程度上加劇歐洲電力價格的波動幅度。其中夏季若可再生能源發(fā)電量超歷史水平，電力供應冗余從而拖累電力價格，甚至出現(xiàn)負電價情形;反之，歐洲冬季更容易在可再生能源發(fā)電例如風力發(fā)電不及預期時呈現(xiàn)電力緊張格局，產(chǎn)生電價飆漲的可能性。夏冬季節(jié)仍需將焦點落在可再生能源發(fā)電量上，且關注可能傳導至能源價格承壓或是飆漲的風險。

　　來源： 國泰君安期貨 作者：莫驍雄