近期，欧洲多国电力市场频现负电价现象，这一现象随着风能和太阳能发电的迅猛扩张而愈发显著。在2025年新年首个交易日，德国由于风能发电量远超需求，电价跌破零点，并持续负值达4小时之久。
回顾2024年，欧洲多个国家的电力市场经历了前所未有的负电价时段。根据欧洲电力交易所提供的数据，德国在2024年负电价时长达468小时，与前一年相比增加了60%；法国的负电价时长则翻倍至356小时；西班牙更是首次记录到负电价现象，全年累计达247小时。
负电价现象的出现，并非意味着电力供应过剩，而是揭示了可再生能源大规模并网后所面临的“消纳难题”。德国作为欧洲最大的电力市场，近年来在推动光伏装机和可再生能源发展方面不遗余力。德国联邦网络管理局数据显示，2023年德国可再生能源新增装机容量达17GW，总装机容量接近170GW，同比增长12%，其中光伏发电量的增长尤为显著。
欧洲对可再生能源的投资热情高涨，部分原因在于俄乌冲突后欧洲对能源安全的担忧加剧。国际能源署数据显示，2023年欧盟对可再生能源的投资总额接近1100亿美元，同比增长6%以上。在俄乌冲突前，天然气占欧洲能源使用量的四分之一，而俄乌冲突后，欧洲更加倚重可再生能源。
负电价现象并非德国独有。随着可再生能源普及程度的提高，荷兰、西班牙、丹麦等欧洲国家也频繁出现负电价。奥地利、法国、瑞士等国也相继引入了负电价机制。2024年夏季以来，德国、荷兰、西班牙、芬兰、法国等欧洲国家的电力价格频频跌至负数，负电价持续时长屡创新高。
负电价现象背后，是新能源发电波动性和间歇性与用户需求量不匹配的问题。由于电能的生产、交割和消费几乎同时完成，新能源发电量的爆发时段往往与用户需求的低谷期重叠，导致电力市场出现负值现货交易价格。这不仅反映了可再生能源并网带来的挑战，也凸显了储能技术的重要性。
欧洲中央银行高管指出，可再生能源的发展需要配套电网灵活性调控和储能技术。如果电网灵活性调节发展滞后，发电方将不得不向消费者付费，以消耗多余的电力。西班牙咨询公司AleaSoft能源预测的首席执行官也表示，风电和光伏装机量的大幅上涨是引发负电价的主要原因，负电价往往出现在光照充足、风力强劲的白天，叠加需求低谷期时几乎不可避免。
为应对负电价现象，扩大储能技术应用规模、加强需求侧响应、提高电气化水平以及扩大绿氢及其衍生物的生产应用等举措被提出。挪威可再生能源公司Statkraft的高管认为，电池储能项目可以利用峰谷价差实现盈利，这也是具有灵活性的可再生能源项目更具吸引力的原因。
