1月2日，德国的电力市场再次成为全球关注的焦点。这一天，风能发电量飙升至惊人的40吉瓦，远远超出了当时的需求，直接导致隔夜市场上出现长达4小时的负电价。简单说来，就是发电公司倒贴钱让用户消耗电力——这种听起来有些天方夜谭的现象，却是德国近年来电力市场的常态之一。

2024年，德国全年累计468小时的负电价，比前一年增长了六成；法国翻了一倍，达到356小时；就连过去较为稳定的西班牙也首次沦陷，全年负电价时长达247小时。人们总说风能是“天赐的礼物”，但这个礼物似乎有些“不解风情”。

与传统化石燃料不同，风能的产出完全取决于大自然的心情，风一来，涡轮飞转，电力随之滚滚而来；风一停，电力产量也随之清零。这种随性让风电站在风力强劲的日子里几乎停不下来。而问题是，电不像库存商品，它无法长期存储，只能即时使用。



一旦电网无法承载过剩的电力，发电站便不得不以“倒贴钱”的方式让消费者帮忙“消化”。这不仅造成了资源的浪费，还让人不禁想问：这么高的发电量，难道不是为了造福社会吗？怎么反而变成了烫手山芋？

实际上，负电价的出现暴露了一个全球性的痛点：储能技术的匮乏。理论上说，如果有足够先进的储能设备，这些过剩的电力可以被储存起来，在风力不足或用电需求激增时重新释放。

可现实却远没有那么理想，当前的储能设备无论是成本还是效率都难以匹配这种大规模的电力波动。



于是，发电站与电网管理者只能在“断电”和“负电价”之间二选一，而他们显然更倾向于后者。有人说，负电价是“未来能源技术进步的燃料”，但也有人感慨，这更像是新能源发展的“试错成本”。

如果说技术问题尚有解决的希望，那市场竞争带来的混乱则更令人忧心。不同于中国以国家统筹为主的电力体系，欧美国家的电力市场大多是高度自由化的。这意味着发电公司之间为了争夺市场份额，不惜压低电价，甚至“赔本赚吆喝”。



在风能过剩的背景下，这种竞争无疑加剧了电力的供需失衡。更可怕的是，这种低电价并不总是消费者的福音——一旦遇上极端天气，市场规则反而可能伤害普通用户。

2021年，美国德州遭遇大规模风雪灾害，电力供应严重不足，而市场机制直接将电价推上了每兆瓦时9000美元的历史高位，一些家庭因此背上了高达数万美元的账单。这种情景让人不禁怀疑，“自由竞争”是否真的能够带来稳定和安全。



相比之下，中国的电力体系显得更加从容与稳健。以国家统筹规划为基础，中国的电力基础设施在快速发展的同时，始终强调覆盖范围与普惠性。

无论是偏远乡村的电力供应，还是城市高峰期的用电需求，基本都能得到较好的保障。即使偶有停电，也很少出现因为供需失衡而引发的市场混乱。有人说，这种模式可能缺乏创新动力，但至少在稳定性和效率上，已经为中国赢得了巨大的战略优势。



当然，这并不意味着中国模式是完美无缺的。风能和太阳能等可再生能源的快速普及，也让中国面临类似的供需挑战。近年来，国内部分地区在风能发电高峰期也出现了“弃风弃光”现象——简单说就是发出来的电没人用，只能浪费掉。

不过，与欧洲不同的是，中国正在通过加快储能技术研发、优化电网调度等方式逐步缓解这一问题。比如，一些地方已经开始探索将过剩电力用于电动车充电、工业生产，甚至直接转化为氢能储存。虽然这些尝试尚在初期，但却展现出了国家统筹管理的灵活性与适应力。



那么，负电价这种现象未来会消失吗？答案或许并不简单。一方面，随着储能技术的进步以及电网管理的智能化，负电价现象可能会逐步减少；但另一方面，可再生能源的比例越高，能源供需的不确定性就越大，这种极端现象反而可能更频繁地出现。

更重要的是，这背后反映的是人类对新能源利用方式的重新思考：如何在最大程度上发挥风能、太阳能的潜力，同时避免对环境和社会造成新的负担？



如果说德国1月2日的负电价是一场小插曲，那它也许正预示着全球能源格局正在经历一场深刻的转型。从欧洲的自由竞争到中国的国家统筹，每种模式都有其优劣；从当前的技术瓶颈到未来的创新可能，每一步都充满未知。

而在这场关于能源的博弈中，真正的赢家或许不是那些手握高科技的国家，而是那些能够在效率与公平之间找到最佳平衡点的人类社会本身。

相关报道：欧洲屡现负电价！德国发电商再次向用户付费消耗电力，可再生能源陷储能困局

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。

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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。