随着风能和太阳能的快速扩张，欧洲电力市场负电价频现，甚至出现发电商向用户付费的情况。
德国再现负电价，欧洲负电价现象加剧
美东时间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。
2024年欧洲多个国家经历了创纪录的负电价时段。据欧洲电力交易所（Epex Spot）数据显示，作为欧洲最大的电力市场，德国2024年负电价时长达468小时，同比增加60%。法国2024年负电价时长翻倍至356小时，西班牙2024年则首次出现负电价现象，全年累计247小时。
根据行业组织欧洲电力协会（Eurelectric）的数据，在整个欧盟范围内，所谓“竞价区域”中，有17%的时间出现了负电价。
负电价，是谁惹的祸？
竞价区域是指电力价格由市场竞价机制决定的地理区域，供需关系直接影响电力价格，如果供大于求，价格可能下降甚至变为负值。
风光水在内的可再生能源供应过剩是欧洲电价下降的主要原因。
另一方面，天气变化对电力市场的冲击进一步暴露了可再生能源发电的波动性。上个月，欧洲经历了持续多日的无风天气，风力发电停滞，紧接着又因强风天气使发电量激增。这种不稳定性对电网管理提出了更高要求，也凸显了能源转型中的挑战。
频繁的负电价现象也引发了政治争议。一些政治家呼吁削减可再生能源发电的补贴政策，因为即使在电力需求不足、发电过剩的时候，政府仍然需要向发电商支付最低补贴。
欧洲负电价已不是新鲜事
不同于此次德国由于风能过剩，出现负电价，此前由于太阳能过剩，2024年5月，德国就出现过负电价。
据瑞典银行SEB研究所公布的报告，当时在统计10天的数据中，太阳能生产商在发电高峰时段不得不接受高达87%的折价，电价甚至跌至零以下。平均而言，太阳能生产商输出每兆瓦时电力只能产生9.1欧元的收入，远低于非太阳能发电时段的70.6欧元。
当非管制电力的产量与需求相等或更大时，电价就会在非管制电力产量最大时崩溃。彼时德国电价遭遇滑铁卢的背后是太阳能安装量的创纪录增长。SEB首席商品分析师Bjarne Schieldrop指出，到2023年底，德国太阳能总容量超过了81.7吉瓦，而需求负荷仅为52.2吉瓦。
彼时是夏季，这种供需差距就更为明显，因为夏季是生产高峰和需求较低的季节。而且，消费者并不一定能从夏季低电价中受益，因为他们通常在非太阳能发电时段消耗更多能源。
更早之前，2023年欧洲负电价频现，华尔街见闻VIP文章曾分别报道称：
2023年4月第三周因风力发电量激增，比利时、荷兰两国就出现过负电价;5月最后一个周三，芬兰因天气转暖水力发电量激增，全体平均电力价格跌至负数;同样是在5月，法国、意大利、德国等国的光伏发电量刷新历史新高，导致多国电价跌至零以下。
2023年6月第一周，欧洲几个电力市场批发价格在白天多次跌至负价，欧洲电力市场已接近一个月连续出现负价。
由于近两年欧洲负电价频发，2024年6月，欧洲最大风能和太阳能开发商Statkraft宣布放慢扩张步伐，预计新建的风能和太阳能发电设施数量将比以前减少，原因是成本上升和电价下降损害了这些项目的盈利能力。
华尔街见闻文章报道称：
由于欧洲清洁能源设施的大规模建设，负电价情况屡屡发生，侵蚀了可再生能源行业的利润率。而且该行业依赖大量贷款进行基础设施建设，在高利率的背景下，企业越来越难以承受高额的借贷成本。在成本上升和电价下降的双重压力下，欧洲许多企业选择减少发电设施的建设数量，并放慢了扩张步伐。
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