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，发电商不得不向用户付费以消耗多余电力。

“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。

欧洲负电价

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。

储能需求增加

路透社称，2024年欧洲多次出现负电价情况，然而与“负电价”状况频出对应的，是欧洲多国也多次出现电价飞涨的情况。报道称，出现这种局面的根本原因是欧洲清洁能源快速增长对于当前电网格局的冲击。例如去年12月欧洲经历持续多日的无风天气和阴天，导致太阳能和风力发电陷入停滞，但转眼又出现强风天气，使发电量激增。由于欧洲配套的储能设施远远无法应对如此大规模的电能，导致新增发电量出现“用不掉又存不下”的困境。

为应对这种局面，新建储能设施被认为是最有效的办法。欧洲光伏产业协会发布的《欧洲储能市场展望2024-2028》行业报告显示，2023年欧洲储能市场新增装机容量为17.2吉瓦，累计装机达35.9吉瓦。但该报告预计，2030年欧洲可能需要超过100吉瓦的储能装机容量才能平衡电力供需，目前差距非常巨大。

当前欧洲主要依靠电化学储能设施，利用具有较高能量密度的储能电池将太阳能或风能发电设备产出的电能存储起来，需要时再稳定释放，或者作为电网的调峰负荷平衡工具。据介绍，储能电池针对不同应用场景，又分为功率型、容量型、备用型和能量型等不同类型。《欧洲储能市场展望2024-2028》报告显示，欧洲电化学储能设施中，大部分都属于小型的住宅储能系统，例如德国储能市场将从2023年的8吉瓦时快速增长到2030年的38吉瓦时，其中住宅储能超过一半。但相关研究发现，为满足个人用户需求而设计的住宅储能系统电池受成本限制，容量相对较小，例如个人用户的光伏发电系统在太阳升起后的几小时就会充满配套的住宅储能系统，无法真正起到“白天充电、夜晚放电”的电网调峰作用。为摆脱这种困境，欧洲正在兴建大规模电网侧储能设施，在降低储能成本的同时，也能更好地发挥调峰的作用。