欧洲负电价背后：能源转型的喜与忧

你没听错，在欧洲，用电不仅不花钱，还能赚钱！这看似天方夜谭的 “负电价” 现象，正实实在在地在欧洲多国频繁上演。

德国，作为欧洲最大的电力市场，在 2024 年负电价时长达 468 小时，同比增加 60%。其中，2025 年 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。法国也不遑多让，2024 年负电价时长翻倍至 356 小时，相当于约有 15 天时间处于负电价状态。就连西班牙，在 2024 年也首次出现负电价现象，全年累计 247 小时。除了这几个典型国家，荷兰、英国等欧洲多个国家也相继出现了负电价现象，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。    

缘何出现负电价？    

（一）能源结构大变革    

近年来，欧盟大力推动能源转型，试图摆脱对俄罗斯化石燃料的依赖。在这一背景下，风电、光伏等可再生能源迎来了飞速发展。根据国际能源署的数据，过去 5 年，欧洲光伏装机从 127 吉瓦上涨到 301 吉瓦，风电装机容量从 188 吉瓦上涨到 279 吉瓦。德国作为欧洲能源转型的先锋，2023 年可再生能源新增装机容量达到 17GW，总装机容量接近 170GW，同比增长 12%，光伏发电量更是几乎翻倍。法国、西班牙等国也纷纷制定雄心勃勃的可再生能源发展目标，加大相关设施建设投入。如此大规模的可再生能源装机并网，使得电力供应结构发生了巨大改变，为负电价现象的出现埋下了伏笔。

（二）发电特性难掌控    

与传统火电、水电、核电不同，风电和光伏发电具有很强的间歇性与波动性，极度依赖自然条件。风力发电机靠风力驱动，风速不稳定，发电量就随之大幅波动；光伏板依赖阳光，阴天、雨天、夜晚，发电量骤减。这种 “靠天吃饭” 的特性，让其难以像传统能源发电那样灵活调控发电量。当天气条件极佳，风电、光电同时大发，电力供应远超实际用电需求，而多余电力又无法及时消纳时，电价便只能一路走低，甚至跌入负值区间。    

（三）储能技术拖后腿    

尽管可再生能源发电发展迅猛，但储能技术却没能跟上其步伐。当前，储能技术仍不够成熟，成本居高不下。电池储能成本高昂，抽水蓄能又受地理条件限制，难以大规模推广。这就导致大量多余电能无法有效储存，可发电设施一旦开启，关停成本极高，还可能对设备造成损害。所以，发电商们在电力供过于求时，为避免更大损失，只能选择低价甚至负价出售电力，将 “烫手山芋” 赶紧出手。

负电价引发了什么？    

（一）民众薅羊毛有招    

对于普通民众而言，负电价无疑是一场 “福利盛宴”。在负电价时段，尤其是凌晨，许多欧洲家庭开启 “疯狂用电” 模式，洗衣机、烘干机、洗碗机齐上阵，电动车也纷纷插上电源充电。以德国为例，有民众算过，若一个月能用 1000 度电，不仅不用交电费，还能从电费账单中抵扣，净赚接近 500 元人民币。这使得民众开始主动调整用电习惯，白天尽量节约用电，等到凌晨电价跌入负值时尽情使用，享受这用电不花钱还赚钱的实惠。    

（二）能源转型遇波折    

然而，负电价现象也给欧洲能源转型之路蒙上了一层阴影。一方面，政界人士开始担忧，负电价下政府仍需向发电商支付补贴，这无疑加重了财政负担，引发诸多纳税人不满，不少政界人士呼吁限制补贴。另一方面，负电价的反复出现让可再生能源开发商们心生顾虑，投资回报率的不确定性增加，银行也随之收紧对新能源项目的贷款，导致部分项目延期甚至搁置，拖慢了欧洲能源转型的步伐。

欧洲负电价，中国能借鉴什么？    

看到欧洲这一系列负电价现象，不少人开始担忧：中国会不会步其后尘？其实，大可不必如此惊慌。中欧在能源结构与市场机制上存在诸多差异，中国有自己独特的能源发展节奏与管理智慧。

从发电结构来看，欧洲整体发电结构中，尽管可再生能源份额大幅增加，但化石和核能的传统发电仍然占据主导地位，核电份额以 25% 占有最大份额，其次是煤电占 22%，天然气占 20%。而中国能源结构更为多元，火电一直以来都是中流砥柱，在电力供应稳定性上发挥关键作用。以 2023 年为例，火电发电量占全国发电量的 66%，在用电高峰时段，火电能够迅速响应，灵活调节发电量，填补电力缺口。并且，中国核电发展势头迅猛，截至 2023 年底，全国商运核电机组数量达到 56 台，总装机容量达 5821 万千瓦，发电量占比达 5.3%，核电凭借其稳定、高效的特性，为电力供应提供了坚实的基荷保障。    

在市场机制层面，欧洲电力市场高度市场化，各发电主体竞争激烈，价格受供需关系影响更为直接。而中国电力市场是在政府宏观调控下的市场化运作，一方面鼓励清洁能源发展，通过补贴、绿证交易等政策引导新能源发电企业成长；另一方面，注重电力供需平衡，通过跨省区电力调配、需求侧管理等手段，确保电力稳定供应。当局部地区出现电力过剩或短缺时，国家能够迅速协调各方资源，像 “南水北调” 一样实现 “西电东送”“北电南供”，保障全国电力市场平稳运行。

不过，欧洲负电价现象也给中国敲响了警钟，为中国能源发展之路提供了宝贵镜鉴。

储能技术亟待大力发展。中国应持续加大在储能技术研发与应用上的投入，构建源、网、荷、储的新型电力运行模式。当前，中国在新型储能技术领域成果斐然，锂电、压缩空气、液流电池等储能技术已达世界领先水平。国内众多企业积极布局储能产业，如宁德时代、比亚迪等，不仅在国内储能项目中担当重任，还将先进储能产品与技术输出海外。截至 2023 年底，中国已投运电力储能累计 86.5GW，同比增长 45%；抽水储能累计装机 51.3GW，同比增长 11%，新型储能占比同比增长 18.2 个百分点，为电力供需调节提供了有力支撑。未来，随着储能技术成本进一步降低、性能不断提升，将更好地助力可再生能源消纳，避免电力供需失衡引发的价格异常波动。

能源结构优化要循序渐进。中国在推进能源转型过程中，不能盲目跟风，应依据本国国情，稳步提升可再生能源占比。目前，中国可再生能源发电占比正逐步增加，风电、光伏装机容量持续攀升，但始终兼顾电力供需平衡，提前规划电网承载能力与电力消纳方案。各地因地制宜发展新能源，如在光照资源丰富的西北地区大规模建设光伏电站，在沿海地区合理布局海上风电场，同时配套相应的储能与输电设施，确保新能源发电 “发得出、送得走、用得上”，走出一条稳健的能源转型之路。

欧洲能源转型，路在何方？    

欧洲负电价现象是能源转型过程中的阵痛，也是机遇。它为全球能源发展敲响了警钟，也提供了宝贵经验教训。欧洲各国已然意识到，能源转型之路绝非坦途，需在技术创新、市场机制完善、政策协同等多方面协同发力。

一方面，持续加大对储能技术、智能电网的研发投入，提升电力系统灵活性与稳定性，让可再生能源不再 “任性” 发电，而是能够根据需求精准调控。像德国正加速推进 “能源存储计划”，法国也在积极布局新一代智能电网，致力于驯服风电、光电这匹匹 “野马”，使其成为温顺且可靠的能源供应主力。

另一方面，政策制定者们也在努力平衡各方利益。既要适度补贴新能源产业，助其成长壮大，又要避免过度补贴滋生依赖，造成财政负担。同时，加强跨国能源合作，构建更为紧密、高效的欧洲统一电力市场，实现能源在更大范围内的优化配置，让能源 “取长补短”，各国共享转型硕果。

来源丨曰天曰地