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随着风能和太阳能的快速扩张，欧洲电力市场负电价频现，甚至出现发电商向用户付费的情况。

德国再现负电价，欧洲负电价现象加剧

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，发电商不得不向用户付费以消耗多余电力。

2024年欧洲多个国家经历了创纪录的负电价时段。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。

根据行业组织欧洲电力协会（Eurelectric）的数据，在整个欧盟范围内，所谓“竞价区域”中，有17%的时间出现了负电价。

负电价，是谁惹的祸？

竞价区域是指电力价格由市场竞价机制决定的地理区域，供需关系直接影响电力价格，如果供大于求，价格可能下降甚至变为负值。

风光水在内的可再生能源供应过剩是欧洲电价下降的主要原因。

另一方面，天气变化对电力市场的冲击进一步暴露了可再生能源发电的波动性。上个月，欧洲经历了持续多日的无风天气，风力发电停滞，紧接着又因强风天气使发电量激增。这种不稳定性对电网管理提出了更高要求，也凸显了能源转型中的挑战。

频繁的负电价现象也引发了政治争议。一些政治家呼吁削减可再生能源发电的补贴政策，因为即使在电力需求不足、发电过剩的时候，政府仍然需要向发电商支付最低补贴。

欧洲负电价已不是新鲜事

不同于此次德国由于风能过剩，出现负电价，此前由于太阳能过剩，2024年5月，德国就出现过负电价。

据瑞典银行SEB研究所公布的报告，当时在统计10天的数据中，太阳能生产商在发电高峰时段不得不接受高达87%的折价，电价甚至跌至零以下。平均而言，太阳能生产商输出每兆瓦时电力只能产生9.1欧元的收入，远低于非太阳能发电时段的70.6欧元。

当非管制电力的产量与需求相等或更大时，电价就会在非管制电力产量最大时崩溃。彼时德国电价遭遇滑铁卢的背后是太阳能安装量的创纪录增长。SEB首席商品分析师Bjarne Schieldrop指出，到2023年底，德国太阳能总容量超过了81.7吉瓦，而需求负荷仅为52.2吉瓦。

彼时是夏季，这种供需差距就更为明显，因为夏季是生产高峰和需求较低的季节。而且，消费者并不一定能从夏季低电价中受益，因为他们通常在非太阳能发电时段消耗更多能源。

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