中國儲能網訊：歐洲和中國當前都面臨著同樣難題——如何應對高比例新能源接入和提高電力系統(tǒng)靈活性？
2025年初交易日，德國再次出現負電價。
1月2日，德國的夜間電力市場出現罕見景象：狂風呼嘯的山巒間，風機奮力旋轉；陽光普照的田野上，太陽能板閃耀。當源源不斷的綠色電力涌入電網，這突如其來的能源富余，導致電力供應遠超需求，造成電價在4個小時內跌破零點。電力公司不得不支付費用，請用戶“消耗”這多余的電力。
據了解，由于可再生能源發(fā)電量超過40吉瓦，遠超彼時需求，德國隔夜市場出現了階段性的負電價，日內連續(xù)均價最低達到-3.01歐元/兆瓦時。這個“隔夜市場”就像一個深夜的拍賣場，電力供應商為了消化過剩的電力，甚至愿意倒貼錢給買家。
而一個月前，歐洲多國電力市場交易價格還一度飆升，創(chuàng)下2024年內新高。
負電價正常嗎？如何應對“負電價”這樣的不確定性？實際上，歐洲和中國當前都面臨著同樣難題，即如何應對高比例新能源接入和提高電力系統(tǒng)靈活性。未來，負電價和峰值電價齊飛，將給發(fā)電商和終端消費者帶來哪些影響？歐洲以及中國的電力系統(tǒng)將如何應對電價大起大落的新考驗？
PART 01
歐洲新能源賽道跑偏了？
負電價，往往意味著發(fā)電廠不僅不收錢，還要倒貼給人輸電，這其實反映出市場消納和調控能力貧弱。
近4年來，歐洲四國負電價現象加劇。
據歐洲電力交易所數據，2024年歐洲電力市場負電價的時長創(chuàng)下歷史新高。德國出現負電價的時間長達468小時，比一年前增加了60%。在“核電大國”法國，負電價時間同比增加了一倍多，達到356小時。西班牙去年首次出現負電價，總計247小時。英國負電價的時間也同比增長了70%，達到179小時。
歐洲正陷入“負電價”的漩渦。
根據歐洲電力交易所日前電力市場交易情況，在2025年初起至今的60分鐘、30分鐘和15分鐘電力產品報價上，特別是在凌晨晚間時段，多次出現了負電價情況。
這背后藏著什么樣的矛盾？華北電力大學經濟管理學院副教授劉喜梅解釋，原因跟該時段可再生能源發(fā)電，特別是風力發(fā)電出力集中、電力需求疲軟與儲能設施建設缺口大，難以及時進行需求側響應和及時平衡電力系統(tǒng)有關。
從普通人的角度，可能會認為“負電價”時居民用電不用付電費，甚至倒貼電費。但實際上，歐洲電力市場大多要涉及電網、交易所、經銷商等多個環(huán)節(jié)，大部分居民要通過固定價格向經銷商采購用電，在負電價期間也“薅”不到羊毛。
一方面，新能源發(fā)電出現“棄風棄光”現象，另一方面，用電側并未享受到充沛電力帶來的實惠，其背后原因是復雜的。
與發(fā)展中國家相比，歐洲電力市場的供需關系非常不穩(wěn)定。
近年來，德國、英國、法國、荷蘭等歐洲國家，正在快速拋棄火力發(fā)電廠，積極擁抱可再生能源。睿咨得能源（Rystad Energy）統(tǒng)計，2023年，歐洲電力結構中可再生能源占比接近50%。德國聯邦環(huán)境署（UBA）公布的數據顯示，2024年，德國約54%的總發(fā)電量將來自可再生能源。
可再生能源裝機量大增，隨之而來的是電力系統(tǒng)靈活性不足。也就是說，遍布全歐的可再生能源發(fā)電站，也逃不過“看天吃飯”的宿命。
“看天吃飯”就意味著發(fā)電量有著極大的不確定性，對歐洲電網來說，負電價會愈發(fā)常見，但供需和價格的大起大落，也對歐洲電力系統(tǒng)的平衡提出更大挑戰(zhàn)。
專家分析，歐洲負電價問題的根源之一在于消納和調控能力的貧弱。歐洲負電價主要在風電和光伏發(fā)電高峰期時出現，涉及三個關鍵因素，一是電廠的應變能力有限，難以適應可再生能源的波動性；二是為了保持電網穩(wěn)定，調頻備用電廠不能輕易中止運行；三是可再生能源的補貼政策未能精準契合市場需求。
PART 02
企業(yè)和居民為何無法受益？
歐洲工業(yè)用電需求低迷也影響電力供需平衡。歐洲工業(yè)電氣協(xié)會表示，2024年以來，歐洲工業(yè)消費處于低水平，電力消費需求沒有出現回升。
這幾年德國工業(yè)一直飽受高電價之苦，除了和俄羅斯天然氣進口減少、德國關閉核能電廠有關，還有就是德國的電費結構里，發(fā)電成本僅占35%左右，大頭在于運輸調度電力的用網費、發(fā)電稅和增值稅，所以即使現在電力批發(fā)價格偏向下行，甚至偶爾出現負電價，但疊加上用網費、稅費等各項費用，工業(yè)企業(yè)等終端用戶的電價依然不菲。
對于有儲能設施的企業(yè)來說，負電價一定程度上帶來了降低電費的機會。博眾智合能源轉型中國區(qū)總裁涂建軍表示，當出現負電價的時候，工業(yè)企業(yè)如果建有儲能設施，就能接入電網充電，不但不用付費還能收到電網公司的補貼，而到用電高峰的時候，儲能設施給工廠送電，就能避開電網取電的高電價。
據報道，這看似“免費”的電力，實際上鮮少惠及居民用戶。
數據顯示，2024年，全歐洲家庭電價最高的是德國。2024年德國家庭平均電力價格為40.92歐分/千瓦時，約合3.13元人民幣，高于2022年能源危機以前的水平。
在居民端，負電價的效應其實還未顯現。目前旅居德國的對外經濟貿易大學區(qū)域國別研究院高級研究員、中德經貿研究中心主任史世偉講述，這幾天剛收到2023年的電費對賬單，德國的電費往往是預繳一年的電費，然后賬單出來后再多退少補，所以現在還未看到負電價的影響，近兩年德國電價大體較為平穩(wěn)。
林大輝分析，補貼只給了運營商，疊加種種稅費，企業(yè)和老百姓并沒有享受到低價的實惠。
當前，業(yè)界對2025年歐洲負電價帶來的影響會否比2024年更深遠存在不同觀點。
一種觀點認為，如果2025年歐洲電力需求增長強勁的同時水力發(fā)電將較2024年減少，天然氣價格反彈后煤電價格將略有上升，負電價出現次數將略有減少；另一種觀點則認為，2025年，歐洲太陽能發(fā)電裝機預計增長16%，風電裝機預計增長7.5%，風力發(fā)電條件將更為有利，將出現比2024年更多的負電價。
PART 03
儲能規(guī)劃是否跟上步伐？
如何應對負電價帶來的不確定性？負電價反映了電力系統(tǒng)供需不平衡的問題，因此需要通過增加靈活性資源來調節(jié)供需關系，避免電力浪費和電網不穩(wěn)定。挪威可再生能源公司Statkraft的高管認為，利用峰谷電價差異進行電池儲能項目的投資，可成為應對“負電價”的有效策略。
我國政府和企業(yè)也意識到，儲能產業(yè)的發(fā)展對新型電力系統(tǒng)的建立來說至關重要。
2024年《政府工作報告》中，首次提出了“發(fā)展新型儲能”。而后中央和地方政府出臺支持儲能產業(yè)的政策。截至2024年9月底，全國已建成投運新型儲能5852萬千瓦/1.28億千瓦時，較2023年底增長約86%。國家能源局持續(xù)引導各地因地制宜發(fā)展新型儲能，從地區(qū)來看，華東地區(qū)新型儲能裝機增長較快，今年新增新型儲能裝機超過900萬千瓦。從省份來看，江蘇、浙江、新疆裝機快速增長，今年新增裝機分別約500、300、300萬千瓦，成為電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的重要組成部分。
儲能通過平衡供需、減少棄電等手段緩解負電價。儲能通過在可再生能源發(fā)電過剩時儲存電力，并在需求高峰時釋放，助力平衡電力供需，減少棄電和負電價的出現；同時利用電力市場的峰谷價差，降低用戶成本，提升經濟效益。
成本下降促進大儲部署，當前，德國已經實現了光儲平價。在400-1000歐元/千瓦時電池系統(tǒng)成本對應下，2024年德國大型光伏配儲LCOE為6.0-22.5歐分/千瓦時，低于同期煤炭LCOE 17.3-29.3歐分/千瓦時。
值得注意的是，歐洲可再生能源發(fā)電站的發(fā)展，離不開中國新能源企業(yè)的助力。
歐洲是中國光伏企業(yè)出海的首要目的地。為了搶奪歐洲市場，中國光伏企業(yè)與同行打起了“價格戰(zhàn)”，把光伏產品的價格壓得很低。2024年前十月，多晶硅、硅片、電池片及組件價格分別下滑超過35%、45%、25%。這就是所謂的“內卷外溢”。
另外，中國企業(yè)也早已加入到儲能這一潛力市場的競逐。據統(tǒng)計，2024年以來，包括陽光電源、比亞迪、天合儲能、遠景儲能、海博思創(chuàng)、阿特斯、楚能新能源等在內的中國企業(yè)在歐洲市場拿下大儲訂單。
整體而言，歐洲離廉價電還是有不少距離，而這不是單純靠降低發(fā)電成本就能改變的。
“內部深層次的原因在于，電力存儲的技術長期以來并無突破；德國等歐洲國家沒有利用好供應端資源，生產了遠大于需求的電力，尚無足夠高質量的產業(yè)、企業(yè)來使用這些電力?！蓖顿Y分析師林大輝表示。
