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随着新能源的快速扩张，以德国为代表的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。
数据显示，由于风能发电量远超需求，2日德国隔夜市场出现4小时负电价，发电商需向用户付费消耗过剩电力。2024年，德国负电价时长达468小时，同比增长60%，法国翻倍至356小时，西班牙首次出现负电价，全年累计247小时。
究其原因，从表面上看，包括风、光、水在内的可再生能源供应过剩，企业无法完全消耗，亦无法有效保存多余电量。由是，发电企业拿出资金用于补贴电力运营商，以期电力运营商将多余的电力分配出去。
发电企业的资金则来自政府部门。因可再生能源受天气影响较大，发电量并不稳定，为了使相关设备正常运转并减少损耗，政府不得不出资持续补贴发电企业。
“但内部深层次的原因在于，电力存储的技术长期以来并无突破；德国等欧洲国家没有利用好供应端资源，生产了远大于需求的电力，尚无足够高质量的产业、企业来使用这些电力。”投资分析师林大辉在接受国际商报记者采访时如是表示。
况且，企业使用电力的成本居高难下，甚至节节攀升。因为负电价只是交易所价格，而非终端用户价格。林大辉说，补贴只给了运营商，叠加种种税费，企业和老百姓并没有享受到低价的实惠。
数据显示，2024年，全欧洲家庭电价最高的是德国。2024年德国家庭平均电力价格为40.92欧分/千瓦时，约合3.13元人民币，高于2022年能源危机以前的水平。
欧洲电力交易所数据显示，去年12月，德国每小时电价在拍卖中突破18年来的最高纪录，飙升至936.28欧元，约合7125.60元人民币/兆瓦时。欧洲其他国家的电价也在飞涨。如挪威南部电价暴涨20倍，意大利、法国和西班牙电价刷新历史纪录，丹麦的价格超过11元人民币/千瓦时。
据了解，由于工业用电同样价格高企，一些能源密集型企业已经减产或停产。
面对负电价现象，欧洲方面关于发展储能技术的呼声不断。欧洲中央银行相关人士表示，可再生能源发展建设需要配套电网灵活性调控以及储能，否则不能解决补贴问题。
西班牙咨询公司“AleaSoft能源预测”首席执行官安东尼奥也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。
挪威可再生能源能源领域的业内人士也公开发声，支持发展电池储能项目。称该项目可以利用峰谷价差实现盈利，改变尴尬现状。
文字/芃语
编辑/孙楠
审核/覃达
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