發電廠通過發電賣電獲得收入，用戶用電需要交納電費，似乎是天經地義的事情，然而歐洲正在越來越多地出現一種相反的現象，即“負電價”(negative price)。負電價是指當電力市場中可再生能源發電大幅提高后，電力市場供大于求，市場結算價為負值。負電價意味著發電企業每發出一度電，就要向購電者支付費用，購電者不僅不需要付電費，反而從發電企業取得收入。

在正常的電力市場條件下，發電企業實行競價上網，供應曲線與需求曲線交叉的價格就是結算價(clearing price)，也稱為市場批發電價(Wholesale Price)。電力市場競價上網的基本規則是按照不同發電類型的邊際成本進行優先順序排序(Merit Order)，競價時按照邊際成本(marginal cost)由低到高排序。所謂邊際成本，是指每多發一度電的成本(可以等同于運營成本)。

發電企業對每個小時發電量進行報價，邊際成本較低的首先競價成功，邊際成本稍高的排在第二位，以此類推。當競價成功的電量與需求量相同時，最后一個競價成功的電源報價就是結算價，所有競價成功的電源都按照這個價格進行結算。

這里需要對各類電源的邊際成本作出說明。如上所述，電源邊際成本主要就是燃料成本。可再生能源發電的燃料成本為零，其邊際成本接近零，因此是最優先競價上網的電源。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。

可再生能源參與市場競價后，大幅拉低市場批發電價。當電力市場中沒有可再生能源時，首先競價成功的是核電、其次是煤電、氣電。如圖1左側所示，核電、煤電和氣電之和能夠滿足用電需求，小紅點就是供需曲線交叉點，這個點就是此時市場結算價格。當可再生能源進入電力市場之后(如圖1右側所示)，由于可再生能源發電邊際成本最低(接近零)，首先競價成功，然后再安排核電、煤電就能夠滿足電力需求，這樣就不再需要邊際成本更高的電源(氣電)，此時電力市場供應曲線右移、結算價格下移，導致結算價格下跌。

如果可再生能源能夠滿足或超過用電負荷，電力市場將出現零電價或負電價。如上文所述，當可再生能源進入市場后，電力批發價格會出現下跌。一種特殊的情況是，當可再生能源發電量本身就滿足用電負荷時，批發電價就是零。而更為極端的情況是，當可再生能源發電量超過用電負荷需求，市場處于供大于求的狀態，此時市場批發電價跌至零以下，這就出現了所謂負電價。出現負電價的時間大多是在陽光燦爛或大風的節假日低負荷時段，例如圣誕節之夜。

引入負電價機制是歐洲電力市場發展的一大趨勢。長期以來，為了防止極端情況對電力市場規則的破壞，保護發電商和用戶利益，歐洲幾個電力市場都對批發電價進行了最高價和最低價限制，不允許出現零電價和負電價。但是近年來隨著可再生能源快速發展，如果沒有負電價，包括可再生能源在內的各類電源都會出于經濟利益盡量發電，從而加劇電力市場供大于求的狀況，不允許負電價的弊端越來越顯現。截至目前，在歐盟范圍內，電力市場規則中允許出現負電價的國家包括加入歐洲電力交易市場(EPEX)的四個國家(法國、德國、奧地利、瑞士)，以及比利時和荷蘭，其他電力市場不允許批發電價跌至零以下。

2007年，德國日內市場首次引入負電價;2008年，德國/奧利地日前市場引入負電價；2010年，法國日前和日內市場引入負電價;2012年、2013年奧地利和瑞士日內市場先后引入負電價。據統計，2012年德國出現負電價時間總共56個小時，2013年48個小時。法國、比利時等其他市場2012年負電價小時數要低于德國，但在2013年顯著增加。

負電價”與常規電源——常規電源遭受嚴重經濟損失。常規電源中，除了燃氣機組可以靈活啟停外，煤電、核電等都不適于頻繁啟停或快速上下調節出力，不僅技術上難以實現，而且成本代價也非常高。當在某個時段可再生能源出力非常之大，足以滿足甚至超過用電負荷，導致電力批發市場電價為零或負電價時，系統中的煤電等常規電源為了避免啟停帶來的巨大經濟損失，寧可在電力市場上按照負電價競價，采用“倒貼錢”方式獲得繼續發電的權利。所謂“兩害相權取其輕”，只要負電價代價比啟停代價低，常規電源別無選擇。在德國電力市場負電價時段，褐煤電站出力至少在額定功率的42%，核電出力至少在額定功率的49%，只有燃氣電站可以降出力至額定功率的10%。

“負電價”與可再生能源——促進可再生能源更好地響應市場供需形勢，減緩固定上網電價機制下可再生能源對電力市場的扭曲。德國此前對可再生能源實施固定上網電價政策(Feed-in Tariff)，要求輸電網公司無條件接納所有可再生能源電力并按固定電價支付上網電費，然后輸電網公司在電力市場上銷售這些可再生電力。這樣，可再生能源可謂“旱澇保收”，只管發電，不管賣電(produce and forget),即使電力市場供大于求出現負電價時，它們也繼續興高采烈地讓風機繼續旋轉發電。

2014 年8月1日剛剛發布的德國新版《可再生能源法》(也被稱為《可再生能源法》2.0版)，作出重大政策調整，要求所有大中型可再生能源項目都要采用直接銷售模式(direct selling)，也就是參與競價上網，國家在市場電價基礎上給予一定電價補貼。當電力市場出現負電價時，可再生能源發電商就要好好權衡一下利弊了：如果能夠拿到的電價補貼與其實際成本之間的差值比負電價絕對值要大，說明繼續發電仍然是有利可圖的，顯然發電商會選擇繼續發電上網;反之，如果電價補貼與其實際成本之間的差值不足以彌補負電價，那么繼續發電就要掏錢出去，這樣發電商就會主動停止發電，這樣也就減緩了電力市場供大于求的局面。

“負電價”與用戶用電——用戶并沒有享受到電力批發市場價格下跌帶來的好處。當電力市場批發電價非常低、為零，甚至負電價時，理論上傳導的結果應該是用戶用電價格也應該下降，用戶應該得到實惠才對，但現實情況卻更為復雜。在德國，用戶一般都與售電商簽訂售電服務協議，協議期限通常是一年，給用戶的電價在協議期限內是固定的。

售電商代表用戶到市場上參與電力買賣交易，在批發電價基礎上加上輸配電價、各種稅費(包括可再生能源電價附加費)，并考慮售電商合理收益后，確定給用戶的電價。售電商因為直接參與市場交易，因此其價格與市場實時聯動，但與用戶電價并不發生聯動。所以啊，售電商也要承擔很大的經營風險，如果這一年電力市場批發電價非常低，而給用戶的協議價格定高了，那么下一年用戶就會拋棄原來的售電商，轉向價格更為低廉的其他售電商;反之，如果這一年電力批發市場電價非常高，而給用戶的協議價格定低了，這樣售電商就要承擔損失。