-20欧元/兆瓦时，欧洲再现超低负电价

　　欧洲多国电力现货交易负电价现象不断加剧，供过于求、储能设施不足、电网规划缺陷等因素持续牵动能源投资者神经。

　　“-20欧元/兆瓦时。”近日，法国电力交易所再次出现超低负电价。今年夏季以来，德国、荷兰、西班牙、芬兰、法国等欧洲国家电力价格频频跌至负数，负电价持续时长屡创新高。

　　风光大发、需求低迷的情况下，欧洲多国电力现货交易负电价现象不断加剧，供过于求、储能设施不足、电网规划缺陷等因素持续牵动能源投资者神经。

　　负电价时长创纪录

　　据彭博社报道，9月第二周，法国电力交易所日中电价跌至-20欧元/兆瓦时。不仅如此，法国电网运营商RTE数据显示，今年1—6月，法国出现负电价时长达到233小时，较2023年同期的仅53小时大幅上涨;今年8月，该国负电价小时数更是达到308小时，刷新历史纪录。

　　实际上，法国并不是个例。欧洲国家中，西班牙、德国、荷兰、芬兰等国今年都出现了负电价。据行业研究机构ICIS数据，今年前8个月，欧洲国家中总计有7841个小时电价为负，负电价时长再创历史新高。其中，芬兰负电价问题最为突出，该国核电和水电装机量相对较高，由于无法在短期内快速降低发电产能，风光大发带来的电力过剩对电价刺激更为明显。

　　分析指出，出现负电价现象，一方面源自欧洲可再生能源装机快速增长，短时风光大发导致供应过剩;另一方面则受到经济疲软影响，整体工业用能需求偏低，加剧了电力供需失衡。

　　根据RTE数据，当前，法国风电和光伏发电量占到电力供应的15%以上，与往年相比涨幅明显，尤其在夏季，风光大发的可能性进一步增加，整体来看该国电力供需处于失衡状态。

　　或打击投资积极性

　　西班牙咨询公司“AleaSoft能源预测”首席执行官安东尼奥·德尔加多·里加尔表示，风电和光伏装机量的大幅上涨是引发负电价的主要原因，从目前来看，负电价经常出现在光照充足、风力强劲的白天，同期水力发电量也处于高位，如果叠加需求低谷期，负电价几乎不可避免。

　　据能源行业智库Ember数据，过去5年，欧洲光伏装机容量翻倍增长，从2019年的127吉瓦上涨到2024年的301吉瓦，风电装机容量同样从188吉瓦上涨至279吉瓦左右。今年上半年，欧洲风光发电更是首超化石燃料。

　　电力装机量不断扩大的背景下，电力交易市场中因供应过剩引发的负电价现象实际上并不鲜见，不过，其持续时长的快速增长引发业界担忧。

　　路透社援引欧洲一家公用事业公司表态称，该公司已经完成了装机容量为800兆瓦的光伏发电项目，同时还有2000兆瓦光伏项目规划，但目前的电力价格让其“重新考虑”售电方式。

　　电力咨询机构Pexapark业务主管霍斯汀认为，目前，光伏项目开发商不得不以更低价格卖电，发电收益正不断降低。如果这一趋势持续下去，很可能进一步打击欧洲能源项目投资积极性。

　　也有业内人士指出，短时负电价现象并不令人担忧，但这一现象反复出现很可能影响开发商对待可再生能源的态度，甚至会拖慢欧洲能源转型进程。

　　灵活性调节必不可少

　　与此同时，多位业内人士也强调，储能发展与可再生能源增长速度不匹配的问题也加剧了负电价现象。

　　英国《金融时报》援引欧洲中央银行高管的话称，可再生能源发展建设需要配套电网灵活性调控以及储能，如果相应的电网灵活性调节发展较慢，发电方就不得不向消费者付费，让其用掉多余电力。

　　有研究人员指出，欧洲电网基础设施更新速度远赶不上可再生能源发展进程，电网投资规模也存在不足，无法满足可再生能源发电接入需求。

　　为此，安东尼奥·德尔加多·里加尔呼吁扩大储能技术应用规模，加强需求侧响应，提高工业、运输、供暖等部门的电气化水平，扩大绿氢及其衍生物的生产应用，从而维持可再生能源项目盈利水平。

　　挪威可再生能源公司Statkraft高管更是在近期公开表示，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有吸引力的原因。

　　国际能源署数据显示，近年来，欧洲储能领域迎来大量投资，2023年，欧洲储能领域投资总额达到150亿美元，同比基本翻倍。该机构认为，多变波动的电力价格、支持性储能拍卖机制以及相关税收减免政策，都将支撑该地区储能装机扩张。

　　ICIS预测认为，随着欧洲建成更多储能设施，氢能产业规模扩大，欧洲电力市场负电价问题可能在2030年前后得到缓解。

　　原标题：欧洲负电价现象持续加剧

　　文丨中国能源报记者 李丽旻