欧洲和中国当前都面临着同样难题——如何应对高比例新能源接入和提高电力系统灵活性?
2025年初交易日，德国再次出现负电价。
1月2日，德国的夜间电力市场出现罕见景象：狂风呼啸的山峦间，风机奋力旋转;阳光普照的田野上，太阳能板闪耀。当源源不断的绿色电力涌入电网，这突如其来的能源富余，导致电力供应远超需求，造成电价在4个小时内跌破零点。电力公司不得不支付费用，请用户“消耗”这多余的电力。
据了解，由于可再生能源发电量超过40吉瓦，远超彼时需求，德国隔夜市场出现了阶段性的负电价，日内连续均价最低达到-3.01欧元/兆瓦时。这个“隔夜市场”就像一个深夜的拍卖场，电力供应商为了消化过剩的电力，甚至愿意倒贴钱给买家。
而一个月前，欧洲多国电力市场交易价格还一度飙升，创下2024年内新高。
负电价正常吗?如何应对“负电价”这样的不确定性?实际上，欧洲和中国当前都面临着同样难题，即如何应对高比例新能源接入和提高电力系统灵活性。未来，负电价和峰值电价齐飞，将给发电商和终端消费者带来哪些影响?欧洲以及中国的电力系统将如何应对电价大起大落的新考验?
欧洲新能源赛道跑偏了?
负电价，往往意味着发电厂不仅不收钱，还要倒贴给人输电，这其实反映出市场消纳和调控能力贫弱。
近4年来，欧洲四国负电价现象加剧。
据欧洲电力交易所数据，2024年欧洲电力市场负电价的时长创下历史新高。德国出现负电价的时间长达468小时，比一年前增加了60%。在“核电大国”法国，负电价时间同比增加了一倍多，达到356小时。西班牙去年首次出现负电价，总计247小时。英国负电价的时间也同比增长了70%，达到179小时。
欧洲正陷入“负电价”的漩涡。
根据欧洲电力交易所日前电力市场交易情况，在2025年初起至今的60分钟、30分钟和15分钟电力产品报价上，特别是在凌晨晚间时段，多次出现了负电价情况。
这背后藏着什么样的矛盾?华北电力大学经济管理学院副教授刘喜梅解释，原因跟该时段可再生能源发电，特别是风力发电出力集中、电力需求疲软与储能设施建设缺口大，难以及时进行需求侧响应和及时平衡电力系统有关。
从普通人的角度，可能会认为“负电价”时居民用电不用付电费，甚至倒贴电费。但实际上，欧洲电力市场大多要涉及电网、交易所、经销商等多个环节，大部分居民要通过固定价格向经销商采购用电，在负电价期间也“薅”不到羊毛。
一方面，新能源发电出现“弃风弃光”现象，另一方面，用电侧并未享受到充沛电力带来的实惠，其背后原因是复杂的。
与发展中国家相比，欧洲电力市场的供需关系非常不稳定。
近年来，德国、英国、法国、荷兰等欧洲国家，正在快速抛弃火力发电厂，积极拥抱可再生能源。睿咨得能源(Rystad Energy)统计，2023年，欧洲电力结构中可再生能源占比接近50%。德国联邦环境署(UBA)公布的数据显示，2024年，德国约54%的总发电量将来自可再生能源。
可再生能源装机量大增，随之而来的是电力系统灵活性不足。也就是说，遍布全欧的可再生能源发电站，也逃不过“看天吃饭”的宿命。
“看天吃饭”就意味着发电量有着极大的不确定性，对欧洲电网来说，负电价会愈发常见，但供需和价格的大起大落，也对欧洲电力系统的平衡提出更大挑战。
专家分析，欧洲负电价问题的根源之一在于消纳和调控能力的贫弱。欧洲负电价主要在风电和光伏发电高峰期时出现，涉及三个关键因素，一是电厂的应变能力有限，难以适应可再生能源的波动性;二是为了保持电网稳定，调频备用电厂不能轻易中止运行;三是可再生能源的补贴政策未能精准契合市场需求。
企业和居民为何无法受益?
欧洲工业用电需求低迷也影响电力供需平衡。欧洲工业电气协会表示，2024年以来，欧洲工业消费处于低水平，电力消费需求没有出现回升。
这几年德国工业一直饱受高电价之苦，除了和俄罗斯天然气进口减少、德国关闭核能电厂有关，还有就是德国的电费结构里，发电成本仅占35%左右，大头在于运输调度电力的用网费、发电税和增值税，所以即使现在电力批发价格偏向下行，甚至偶尔出现负电价，但叠加上用网费、税费等各项费用，工业企业等终端用户的电价依然不菲。
对于有储能设施的企业来说，负电价一定程度上带来了降低电费的机会。博众智合能源转型中国区总裁涂建军表示，当出现负电价的时候，工业企业如果建有储能设施，就能接入电网充电，不但不用付费还能收到电网公司的补贴，而到用电高峰的时候，储能设施给工厂送电，就能避开电网取电的高电价。
据报道，这看似“免费”的电力，实际上鲜少惠及居民用户。
数据显示，2024年，全欧洲家庭电价最高的是德国。2024年德国家庭平均电力价格为40.92欧分/千瓦时，约合3.13元人民币，高于2022年能源危机以前的水平。
在居民端，负电价的效应其实还未显现。目前旅居德国的对外经济贸易大学区域国别研究院高级研究员、中德经贸研究中心主任史世伟讲述，这几天刚收到2023年的电费对账单，德国的电费往往是预缴一年的电费，然后账单出来后再多退少补，所以现在还未看到负电价的影响，近两年德国电价大体较为平稳。
林大辉分析，补贴只给了运营商，叠加种种税费，企业和老百姓并没有享受到低价的实惠。
当前，业界对2025年欧洲负电价带来的影响会否比2024年更深远存在不同观点。
一种观点认为，如果2025年欧洲电力需求增长强劲的同时水力发电将较2024年减少，天然气价格反弹后煤电价格将略有上升，负电价出现次数将略有减少;另一种观点则认为，2025年，欧洲太阳能发电装机预计增长16%，风电装机预计增长7.5%，风力发电条件将更为有利，将出现比2024年更多的负电价。
储能规划是否跟上步伐?
如何应对负电价带来的不确定性?负电价反映了电力系统供需不平衡的问题，因此需要通过增加灵活性资源来调节供需关系，避免电力浪费和电网不稳定。挪威可再生能源公司Statkraft的高管认为，利用峰谷电价差异进行电池储能项目的投资，可成为应对“负电价”的有效策略。
我国政府和企业也意识到，储能产业的发展对新型电力系统的建立来说至关重要。
2024年《政府工作报告》中，首次提出了“发展新型储能”。而后中央和地方政府出台支持储能产业的政策。截至2024年9月底，全国已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时，较2023年底增长约86%。国家能源局持续引导各地因地制宜发展新型储能，从地区来看，华东地区新型储能装机增长较快，今年新增新型储能装机超过900万千瓦。从省份来看，江苏、浙江、新疆装机快速增长，今年新增装机分别约500、300、300万千瓦，成为电力系统稳定运行的重要组成部分。
储能通过平衡供需、减少弃电等手段缓解负电价。储能通过在可再生能源发电过剩时储存电力，并在需求高峰时释放，助力平衡电力供需，减少弃电和负电价的出现;同时利用电力市场的峰谷价差，降低用户成本，提升经济效益。
成本下降促进大储部署，当前，德国已经实现了光储平价。在400-1000欧元/千瓦时电池系统成本对应下，2024年德国大型光伏配储LCOE为6.0-22.5欧分/千瓦时，低于同期煤炭LCOE 17.3-29.3欧分/千瓦时。
值得注意的是，欧洲可再生能源发电站的发展，离不开中国新能源企业的助力。
欧洲是中国光伏企业出海的首要目的地。为了抢夺欧洲市场，中国光伏企业与同行打起了“价格战”，把光伏产品的价格压得很低。2024年前十月，多晶硅、硅片、电池片及组件价格分别下滑超过35%、45%、25%。这就是所谓的“内卷外溢”。
另外，中国企业也早已加入到储能这一潜力市场的竞逐。据统计，2024年以来，包括阳光电源、比亚迪、天合储能、远景储能、海博思创、阿特斯、楚能新能源等在内的中国企业在欧洲市场拿下大储订单。
整体而言，欧洲离廉价电还是有不少距离，而这不是单纯靠降低发电成本就能改变的。
“内部深层次的原因在于，电力存储的技术长期以来并无突破;德国等欧洲国家没有利用好供应端资源，生产了远大于需求的电力，尚无足够高质量的产业、企业来使用这些电力。”投资分析师林大辉表示。
