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欧洲电力市场再现“负电价”。

美东时间1月2日，由于风能发电量高达40吉瓦，远超当时的需求，德国隔夜市场再次出现了4小时的负电价。

“负电价”是指电力市场中供大于求导致市场结算价为负值。意味着，发电企业每发出一度电需要向购电者支付费用，购电者不仅不需要付电费，反而从发电企业取得收入。

德国电价又跌至零以下

2024年，德国多次因为太阳能发电过剩导致电价跌至负值。动态电价提供商Rabot Charge数据显示，德国2024年4月份现货市场出现了50个小时的负电价，最低价格超过负0.05欧元/kWh。

出现负电价的德国，近年来正在大力推进光伏装机和可再生能源发展。德国联邦网络管理局（BNetzA）统计数据显示，2023年，德国可再生能源新增装机容量17GW，总装机容量接近170GW，同比增长12%。其可再生能源的增长主要来自光伏，与2022年相比，德国2023年的光伏发电量几乎翻了一番。

根据国际能源署的数据，2023年，欧盟对可再生能源的投资总额接近1100亿美元，比前一年增长了6%以上。这一增长的部分原因是，在2022年俄乌冲突开始后，人们越来越关注可再生能源，因为乌克兰切断了对欧洲大陆大部分地区的天然气输送，并导致能源价格飙升。在俄乌冲突爆发前，天然气占欧洲所有能源使用量的四分之一，其中大部分供应来自俄罗斯。

在风能和太阳能发电量快速增长的推动下，去年欧洲大陆的电力市场经历了创纪录的负电价时期。

据欧洲电力交易所（Epex Spot）数据显示，作为欧洲最大的电力市场，德国2024年负电价时长达468小时，同比增加60%。法国2024年负电价时长翻倍至356小时，西班牙2024年则首次出现负电价现象，全年累计247小时。

欧洲电力交易所（Epex Spot）数据显示，德国还有西班牙去年都出现负电价时期

值得注意的是，近期欧洲电价犹如坐上“过山车”，出现剧烈波动。欧洲电力交易所数据显示，2024年12月11日，因预计风力发电水平远低于季节性正常标准，德国日前每小时电价在拍卖中一举突破18年来的最高纪录，飙升至936.28欧元（约合人民币7125.60元）/兆瓦时，折合7.125元/千瓦时。欧洲其他国家的电价形势同样不容乐观，挪威南部电价暴涨20倍。

欧洲能源系统自身的结构性缺陷在此次电价危机中暴露无遗。电力储备不足、储能设施匮乏以及电网灵活性欠佳等问题，使得能源系统在应对突发用电需求时显得力不从心。同时，传统能源逐步淘汰也在一定程度上削弱了能源系统的稳定性，使其在面对冲击时更加脆弱。

图为太阳能光伏发电（资料图）

终端用户难受益于负电价

电力商品具有无仓储性，电能的生产、交割和消费几乎同时完成。随着新能源装机容量的增加，因新能源发电波动性和间歇性的特性，风、光电量爆发时段与用户需求量不匹配，导致容易出现负值现货交易价格的情况。

负电价反映的是可再生能源大规模接入电网带来的“消纳问题”，并不意味着电力供应处于过剩的状态。

国信证券分析称，当电网电量供大于求时，传统发电机组启停成本过高，不能随时启停，新能源发电企业只能弃风限电造成电力浪费。如果发电企业以零电价甚至负电价将电力卖给电网公司来鼓励用电侧消纳多余电量，则有望减少弃风限电现象。

再进一步看，短期的负电价也不能真正让利于消费者。据第一财经报道，这个价格发生在批发市场，终端用户一般很难从中受益，需要还要加上税/费/输配费才是用电侧的价格。

业内人士表示，未来随着新能源装机占比增加，光伏大发与用电高峰的时间错配问题将进一步凸显，负电价发生的可能性增加。

据国际能源署预测，由于太阳能光伏和风能在发电中领先于其他能源，可再生能源在发电中的比例将从2020年的29%上升到2050年的近70%。

每日经济新闻综合自券商中国、第一财经等