电价为什么会暴涨：优先顺序、燃气与电力短缺

在所有可交易的大宗商品里，价格像批发电力这样剧烈波动的并不多。在欧洲，同一天里，中午一小时的电可能是负价，晚上 7 点却要几百欧元一兆瓦时。把时间拉长来看，一次燃料供应中断，就能让平均电价翻上好几倍，2021–2022 年整个欧洲经历的正是这种情况。这一切并不神秘。价格波动来自三件事：市场怎样挑选由哪些电厂发电；电很难大量储存；燃料和碳成本会直接传导到正在运行的最贵电厂。下面我们配上典型数字，把每个因素逐一讲清楚，最后再看看普通家庭能做些什么。

优先顺序：为什么最后一台电厂决定价格

大多数批发市场（欧洲日前市场耦合、PJM、ERCOT、澳大利亚 NEM）采用统一边际定价。每个小时或每 15 分钟时段，发电企业提交报价。运营方把所有报价从低到高排好（这就是优先顺序，merit order），再从最便宜的开始往上累加，直到供给满足需求为止。所有中标机组拿到的价格，都是最后一台必需机组的报价，叫作出清价格。

发电企业的报价通常贴近自己的短期边际成本（SRMC），也就是每多发 1 MWh 电要多花的钱：

这些区间用来说明过去十年欧洲的大致情况，实际数值会随燃料价格和碳价上下变动。

计算示例：气价 35 欧元对比 150 欧元

以一台效率 55% 的 CCGT 为例，碳价 70 欧元/t，可变运维费 3 欧元/MWh：

• **气价 35 欧元/MWh_th：**35 / 0.55 = 63.6；碳成本 70 × 0.20 / 0.55 = 25.5；再加 3 → 短期边际成本 ≈ 92 欧元/MWh。
• **气价 150 欧元/MWh_th：**150 / 0.55 = 272.7；碳成本 25.5；再加 3 → 短期边际成本 ≈ 301 欧元/MWh。

如果这台 CCGT 在大多数时段都是边际机组，批发电价大约会涨到三倍，同一竞价区里的每座风电场、光伏电站和核电站也都按三倍的价格收钱。2022 年，欧洲发生的正是这种情况。欧洲基准天然气（TTF）连续几个月的价格是 2021 年前的好几倍，2022 年 8 月一度突破 300 欧元/MWh，电价也跟着走高。

电价为什么这么敏感：需求缺乏弹性，又无法储存

有两个物理上的事实，把价格波动放大了。

**短期内，需求对价格几乎没有反应。**大多数用户根本看不到实时电价；就算看得到，也没法在晚上 6 点说停就停，不做饭、不取暖。所以需求曲线几乎是垂直的。

**供给曲线在顶端变得很陡。**排在最后的那几吉瓦，来自老旧低效的调峰机组或应急机组，发电成本非常高。需求一旦爬进这段陡坡，比如在寒冷无风的冬日傍晚，只要再多一点点需求，出清价格就可能翻一倍，甚至涨到三倍。

一条近乎垂直的需求曲线，碰上一条像曲棍球杆那样末端急剧上翘的供给曲线，价格就变得极其敏感。在用电高峰附近，可用供给只要变化 2–3%，价格就能上下波动几百欧元。

电价暴涨的主要原因

1. 燃料价格冲击

在许多欧洲国家，有相当大比例的时段是由燃气决定边际价格的，ACER 在 2022 年的市场设计评估中就讨论过这一点。所以气价一涨，在燃气定价的那些时段，电价几乎会同步上涨。煤电处于边际时，煤价和碳价也以同样的方式起作用。

2. 短缺时段

在冬季寒冷的傍晚，风小又没有太阳，用电需求恰好在波动性电源出力最低时达到高峰，运营方可能不得不动用备用容量。市场会设价格上限来限制极端情况。2022 年欧洲日前市场的统一出清价格上限触顶后，从 3,000 欧元/MWh 提高到 4,000 欧元/MWh，现行规则还允许价格逼近上限时继续上调。德克萨斯州的 ERCOT 允许电价最高到 5,000 美元/MWh。2021 年 2 月冬季风暴 Uri 期间，燃气供应冻结、电网拉闸限电，ERCOT 电价连续几天停在当时 9,000 美元/MWh 的上限。

3. 非计划停机和水电偏枯

每有一座大电厂意外退出，供给曲线就收紧一分，价格也更容易冲高。2022 年，应力腐蚀检查让法国核电出力跌到几十年来的最低点，平时净出口电力的法国当年变成了净进口国。同年夏天，干旱让南欧各地的水电出力下降，火电厂能用来冷却的河水也变少了。

4. 电网阻塞

跨区联络线一旦满载，各竞价区之间的电价就会拉开差距。一个区如果没法再从邻区进口便宜电力，就只能开动本区的高价电厂来补缺口。美国的节点电价市场（PJM、ERCOT、CAISO）会在每个节点上单独为阻塞定价，所以可能出现这样的情况：一座城市的电价飙升，几百公里外的电价却依然很低。

5. 天气和预测误差

风电预测只要偏差几吉瓦，日内市场和平衡市场的价格就可能大涨或大跌。热浪的影响是双重的：一边推高空调用电，一边又降低火电厂的发电效率。

负电价：另一个极端

随着风电和光伏越建越多，在阳光充足、风大、用电又少的时段，电价跌到零甚至零以下的情况越来越常见。春季周末的中午就是典型的例子。电价变负，是因为停机会让一些发电企业亏钱：按 MWh 拿补贴的电厂照样领补贴，不够灵活的火电机组重新启动代价高昂，有些合同还要求必须交付。Ember 和各国运营方整理的市场数据显示，德国、荷兰、西班牙和南澳大利亚近几年每年都出现几百个小时的负电价。

中午的负电价和傍晚的高电价之间有很大的落差，这正是储能电池和灵活用电的价值所在。这也解释了为什么光伏建得越多，它的捕获价格（发出的电实际卖到的平均价格）就越低于基荷平均价，这种现象叫作“自我蚕食”（cannibalisation）。

价格暴涨怎样传到用户身上

批发电能只是零售电费中的一部分。在欧洲，电网费、税费、各种附加费和供电商利润加起来，往往占家庭电价的 40–60%，所以批发价翻倍时，电费并不会跟着翻倍。

家庭能做什么

• **转移可调整的负荷。**电动车充电、洗碗机、热水器和带缓冲水箱的热泵，都可以放到便宜时段运行。我们的电动车充电费用计算器能算出更便宜的夜间电价每年帮你省多少。
• **自己发电。**屋顶光伏替代的是你从电网买的零售电。零售电价的波动没有批发电价那么大，但批发价涨了，它迟早也会跟着涨。净计量计算器能告诉你上网电量抵扣怎样改变收益。
• **储能。**用动态电价时，家用电池可以赚取每天的峰谷价差。用光伏储能电池计算器确定容量。单靠套利回本，通常需要大多数日子都有 0.10–0.20 欧元/kWh 的价差。
• **合适的时候锁定价格。**签固定价格合同，等于把价格风险转给了供电商，代价是你要为这份“保险”多付一笔溢价。

这个例子假设平均价差高达 23 欧分，算得比较宽松。如果价差只有 8–10 欧分，收益还不到这里的一半。这也是单靠套利回本的年限差别如此之大的原因。

系统层面怎样减少暴涨

政策制定者和电网规划者手里有几种手段，每一种都有得有失：

• 加强跨区互联，在覆盖更多天气系统的更大范围内调配资源。
• 储能和需求响应削平傍晚高峰，吸收中午的过剩电力。
• 长期合同（PPA、差价合约）让发电企业和用户都不受短期价格冲击。欧盟 2024 年的电力市场设计改革鼓励新建低碳电厂采用双向差价合约（CfD）。
• 容量机制付钱让可靠容量在短缺时段随时可用。
• 减少对燃气的依赖，让燃气成为边际机组的时段变少。全生命周期成本更低（LCOE 计算器能算给你看），本身并不会压低边际价格。但零边际成本的电源足够多时，燃气会在优先顺序里越排越靠后，在越来越多的时段里出局。

想知道哪些国家最依赖燃气，哪些电网主要靠水电、核电或风电，可以浏览国家概况，或在世界能源地图上比较各国的电力结构。供需平衡的物理原理见电网是怎样运行的。

本指南中的数据是根据上述来源整理的典型范围，你的实际数字取决于所在地、价格和设备。需要针对具体场地的估算，请使用文中链接的计算器。