公用事业2025年第1周周报（20250103）：负电价对新能源影响分析，从德国说起
投资要点：
电力：以德国为例分析负电价成因及对新能源影响
近期德国负电价问题引发关注，据时代周报报道，德国2024年负电价市场达到468小时，同比增加60%，本文将对负电价产生的原因以及可能产生的影响进行分析。
首先解释负电价出现的机制。在电力市场中发电侧和用户侧交易时通常会先签订中长期电力交易合同，但由于发电侧新能源等电源出力的不可控以及用户侧实际用电的不可控等因素，实际的发电量或用电量与中长期合同的约定电量会发生偏差，此时便要引入电力现货市场，以实时发电量和用电量为基础进行交易，一旦供给超出预期或需求低于预期，则可能导致供大于求进而导致负电价的出现。负电价并不意味着发电厂一定在“贴钱发电”，但对中长期市场会产生一定影响。
可再生能源增多或用电量减少通常是负电价产生的主要原因。过去几年德国的新能源装机（特别是太阳能）呈快速增加趋势，2024年太阳能装机达到97.55GW，相比2020年增加近80%，而最大用电负荷在过去5年仅略高于2023年。德国2024年日前现货市场负电价小时数高达459小时，且中午时段负电价时间明显增加。
光伏加权平均电价降幅显著，其他电源影响较小。2024年德国总平均电价下降17欧元/MWh，燃煤、燃机、风电整体降幅略小于总体但差距不大。光伏降幅则达到25欧元/MWh，显著高于其他电源。
光伏拉低午间电价的情况下反而可能导致晚间电价走高。光伏大发会大幅挤占其他电源的发电空间、煤电停机，进而导致晚间煤电无法及时出力、电价走高。德国燃机占比高，有负电价日的最高电价并未高于无负电价日的最高电价，但两者的差距在显著缩小。随着光伏占比提高，“鸭形曲线”效应愈发突出，对晚间电价会有更强支撑效应。
负电价是电力市场设计的结果之一，对于解决新能源消纳具有重要作用。负电价会
使得电力现货价差走高，从而提高储能等灵活性资源的建设。德国2024年日前现货平均价格相比2023年降低15欧元/MWh，但日内平均价差提高了20欧元/MWh，德国电化学储能装机也从2020年的1.62GW快速提高至2024年的12.12GW。
投资分析意见：低电价和负电价是电力市场设计的结果和重要目的之一，长期来看可以有效解决新能源消纳难题、提高新能源装机渗透率上限，对新能源发展有积极影响。德国案例来看风电电价仍呈现出相当的韧性。因此重点推荐港股低估值风电运营商：龙源电力、大唐新能源、中广核新能源、新天绿色能源以及福能股份等，建议关注节能风电、云南能投等。
风险提示：电力市场规则设计不完善，用电需求增长疲软，电力体制改革进度不及预期
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