随着风能和太阳能的快速扩张，欧洲国家负电价现象出现的越来越频繁。2025年第一个交易日，由于风能发电量超过需求，德国电价跌破零，负值状态持续了4个小时。
刚刚过去的2024年，欧洲多个国家经历了创纪录的负电价时段。欧洲电力交易所数据显示，德国2024年负电价时长达468小时，同比增加60%；法国2024年负电价时长翻了一倍，至356小时；西班牙2024年则首次出现负电价现象。
负电价反映的是可再生能源大规模接入电网带来的“消纳问题”，并不意味着电力供应处于过剩的状态。
德国再次出现负电价
德国是欧洲最大的电力市场，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。
出现负电价的德国，近年来正在大力推进光伏装机和可再生能源发展。德国联邦网络管理局（BNetzA）统计数据显示，2023年，德国可再生能源新增装机容量17GW，总装机容量接近170GW，同比增长12%。其可再生能源的增长主要来自光伏，与2022年相比，德国2023年的光伏发电量几乎翻了一番。
根据国际能源署的数据，2023年，欧盟对可再生能源的投资总额接近1100亿美元，比前一年增长了6%以上。这一增长的部分原因是，在2022年俄乌冲突开始后，人们越来越关注可再生能源，因为乌克兰切断了对欧洲大陆大部分地区的天然气输送，并导致能源价格飙升。在俄乌冲突爆发前，天然气占欧洲所有能源使用量的四分之一，其中大部分供应来自俄罗斯。
负电价最早出现在德国。2007年，德国电力日内交易市场首次引入负电价。不止德国，由于电力市场已成熟，在可再生能源普及程度高的荷兰、西班牙、丹麦等其他欧洲国家，负电价现象频发。奥地利、法国、瑞士分别在2008年、2010年和2013年引入负电价。
随着风能和太阳能发电容量的快速增长，2024年欧洲多个国家经历了创纪录的负电价时段。尤其是2024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。2024年9月，法国电力交易所电价一度低至-20欧元/兆瓦时。
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%；英国也出现了大幅增长，2024年负电价时长增长了70%；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。
储能问题带来供求错配
电力商品具有无仓储性，电能的生产、交割和消费几乎同时完成。随着新能源装机容量的增加，因新能源发电波动性和间歇性的特性，风、光电量爆发时段与用户需求量不匹配，导致容易出现负值现货交易价格的情况。
负电价反映的是可再生能源大规模接入电网带来的“消纳问题”，并不意味着电力供应处于过剩的状态。
SEB Research在最近的一份报告中表示，除了与天气相关的风险和负电价外，缺乏电池技术来储存电力对太阳能来说也很困难。这是因为消费者往往无法从较低的日前价格中受益，因为他们往往在白天以外消耗更多的能源。
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。
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。
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。
