最近，德国电力交易频繁出现负电价的消息屡屡见诸各类媒体。
不只是德国。
2024年以来，在美国、法国等电力市场运行相对较早的欧美国家，都曾出现过负电价。
当然，这些地方也不是只有今年才出现，负电价这个事情在欧美地区早已司空见惯。
我国电力市场化改革进程较晚，在2023年五一期间，山东电力交易中心就已出现了我国首次负电价。
于是，有人惊呼不可思议，也有人想参与其中，当然，更多的还是理智和清醒的人，他们知道，这种短时的负电价不过是电力交易中，再正常不过的一种短时的现象而已。
那么为什么会出现负电价？负电价的红利究竟能不能让我们普通民众尝到甜头，就像当年的冯巩在小品里戏谑的那样：这么多年都是我出钱，现在终于见到回头钱了？答案显然是不可能。
为什么呢？这要从电力系统的特殊来说性、我国电力体制改革的复杂性等相关因素说起。
相较于石油、煤炭等化石能源系统，电力系统有其独特的风格和特性。
最大的一个就是，它要全天候24小时随时维持用电量和发电量的平衡，才能维持系统安全正常运行。
这个特性根源于电力商品的特殊性，就是不可存储。
严格，无论是作为商品还是产品，电力这个东西它都不能物理存储。
比如石油，有个油罐就可以存储，但是电力不行，发出来之后就必须消耗掉，没有任何一种类似油罐的东西，可以让它暂时的存储。
即便是近几年热起来的储能，也是化学方式，并非物理方式。
化学方式意味着成本的高昂、转换的复杂以及使用的不安全。
特别是不同物质的反应和形成过程，非正常的消耗和损失，远远超过我们的想象。
至于为什么近几年储能会火热起来，无非是技术进步导致原材料成本下降、国家特殊的电价补贴以及近年来可再生能源迅猛增长等因素起作用而已，缺了任何一方，储能的经济性可能就不如传统的火电行业，整个行业马上就可能烟消云散。
到这里，基本上应该能明白，电力生产出来之后，最好的办法就是马上用掉，也就是边生产边全部使用，如此维持电力系统的平衡。
再简单的说说我国电力体制改革。
我国自上世纪90年代原电力工业部撤销以后，电力体制改革的步伐其实一直没有停下。
只不过，中间的曲折和博弈太过复杂，纠缠过多，导致改革效果不尽如人意罢了。
我国的电力生产和销售长期沿用统购统销模式，在国家电力公司时代，除了电价核定由政府负责以外，发和售是国家电力公司一体垄断的。
国家电力公司拆分之后，电网公司串起了发电用电两端，简单地说，就是从发电企业买电，向终端用户卖电，通过吃购售价差获取利润和收益。
如果一直使用这种模式，也就不会有所谓的市场化交易，更不会有负电价的出现了。
转机出现在2015年，这一年，随着“中发9号文”的出台，我国以市场化为核心的新一轮电力体制改革正式拉开帷幕。
2016年，各省及北京、广州两个国家级电力交易中心基本上都完成挂牌成立，并正式开始了市场化交易试水。
2021年，国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格〔2021〕1439号）发布后，除了居民和农业生产由电网兜底供应之外，其它所有用户全部进入市场交易，彻底终结了过去的统购统销和目录电价模式。
从此，电力交易已经不再是陌生名词，而是以一种常态的运行模式，将我国电力生产和销售推进到了一个崭新的时代。
好了，到这里基本上把来龙去脉理了一下，受篇幅限制，加上对本文探讨的问题也没有必要展开，不再细数电力交易的品种类别。
只需记住一点，负电价只可能在现货交易中出现就行了。
因为谁也不会在中长期交易中，考虑新能源、火电机组等出力情况，为自己设置一个较低的价格甚至负电价。
毕竟我国电力交易是以中长期交易为主、现货交易为辅的，现货交易存在的最大作用就是为中长期交易一旦出现电量失衡予以弥补和平衡。
现在就要说说新能源了。
众所周知，近年来，在碳达峰、碳中和战略指引下，我国以太阳能、风能为代表的新能源装机规模快速增长，山东、河南等省的分布式光伏装机已经接近平均用电负荷。
如此大的装机量，在电网消纳能力不足和用电负荷平稳的双重影响下，导致部分新能源项目出现弃光弃风现象。
为推动新能源消纳问题解决，以河北等省为代表的部分省份已经先一步出台了分布式光伏入市交易的相关意见和方案，预示着未来分布式光伏终于可以光明正大的参与电力市场交易。
然而，这些项目的入市交易，必将在很大程度上进一步压缩传统的火大机组生存空间。
同时，光伏出力具有不稳定的天然特征，比如阴雨天气、晚上发电会受到影响甚至不再发电。
那么最难的问题来了，为了新能源的消纳，白天的时候，光伏出力，火电机组压制。
晚上光伏不出力，火电机组需要增加。
但问题是，第一，白天时段如果关停火电机组，将会造成更大的损失，因为其机组启停成本高昂，重启机组甚至比一直开着成本更高。
第二，频繁的关停机组，将严重影响整个机组的寿命，其全生命周期的投资经济性将大打折扣。
还有一个关键的问题是，现阶段，你还不能彻底关停火电机组，原因就在于刚才说的，光伏也好，风电也好，受自然条件的限制比较严重，关键时刻掉链子的事情一旦发生，就是灾难性的。
有人说储能的事儿，其实本文，包括以前的文章也已经说过了，按照当前的技术水平，整个储能产业还不要政策支持，才能发挥作用。
一旦离开政策支持，其本身的经济性将不足以支撑或者弥补火电机组的空间。
继续说交易的事儿。
比如在某个特定的时刻，之前的中长期交易电量存在一定偏差，需要现货补充。
这个时候，火电和新能源电量都参与交易了。
新能源项目得益于国家补贴、本身发电成本就不高等条件，为了争取市场份额，就会报出比较低的价格以推动成交。
然而，火电机组也不会坐以待毙。
前面已经说了，机组的频繁关停太麻烦，而且成本太高，所以，此时，火电机组甚至会报出更低的价格。
如此往复竞争，负电价的出现就是必然的了。
因为无论对于新能源项目还是火电机组，此刻的电量如果不能成交，所发出来的电只能白白浪费掉。
尤其是对于火电机组，发电小时数是他的命根子，他宁愿花点钱让你把这部分电量用掉，也不愿意关停机组，否则后续的发电小时数被压降才是真的动真格。
当然，与负电价对应的，如果当前时间点，现货市场中由于天气、交通、原料供应等原因，导致现货紧张，这时，现货价格也可能会高于正常价格。
那么，很多人心心念的用电也能挣钱为什么不能实现呢？前面也说了，普通居民和农业生产用电是不参加市场交易的，而是由电网提供兜底服务。
也就是说，无论当前的电价是负电价还是高于正常电价，都与你无关，中间的差额部分无论是成本更低还是成本更高都是电网的事情。
当然，当前的市场中还存在另一类特殊用户，即小工商户，比如街边店面等，他们正常用电量虽然不大，但是按照要求，他们也是要参与市场交易的。
问题是，如果自己去找售电公司，只怕没有任何一家售电公司会看上他那点电量，如果自己去交易，又面临着既没精力也不懂规则的问题，毕竟只是正常经营用个电而已。
这个时候，按照规则，他们就默认由电网公司替他代理购电，那么理论上，交易中心的参与者就是电网公司而不是这个商户，那么中间电价的高低带来的收益或者损失自然也都是电网公司消纳，而不是终端用户