新能源发电量飙升、工业增长停滞，致使欧洲今年出现了创纪录的负电价小时数。


　　当地时间10月3日，欧洲电力工业联合会(Eurelectric，下称欧电联)发布《2024电力晴雨表》(下称《报告》)，介绍欧盟电力行业最新的发展情况。《报告》提及，今年1-8月，欧盟在至少一个交易区域(bidding zone)出现负电价的比例上升至18%，负电价小时数已达到了创纪录的1031小时。


　　2023年，欧盟在至少一个交易区域出现负电价的时长占比为9%，已大幅高于2021年的4%和2022年的3%，去年全年出现负电价的时数为821小时。


　　据行业研究机构ICIS的数据，今年前8个月，欧洲国家中总计有7841个小时电价为负，在某些情况下，每兆瓦时的电价跌破-20欧元(约合人民币155元)。


　　欧洲的负电价是指电力批发价格跌破零元。欧洲电力交易所(EPEX SPOT)明确，当生产超过消费时，就会出现负的电力现货价格，表明需要减少生产和/或增加消费。


　　《报告》指出，欧盟的负价格往往发生在可再生能源发电的高峰期，尤其是太阳能发电。例如，太阳能巨头西班牙和葡萄牙在今年首次出现了负电价。


　　今年迄今为止，欧盟四分之三的电力来自清洁能源。尽管欧洲的水力和核能发电占据了一定发电份额，但太阳能装机在近几年急剧增加，造成了部分时段的电力供应过剩。


　　欧洲光伏产业协会《2023-2027年欧盟太阳能市场展望报告》数据显示，欧盟太阳能光伏发电总量在2023年达到263吉瓦，比2022年的207吉瓦增长27%。


　　从需求来看，欧电联指出，由于能源危机期间工业关闭和迁往国外，欧洲经济的电气化速度不够快，2022-2023年期间，电力需求下降了7.5%，当前也没有恢复的迹象。


　　“欧洲的电力需求一直停滞不前，部分原因是能源效率的提高，但主要原因是欧洲经济衰退导致的需求下降。”该机构称。


　　早在2023年7月，国际能源署预测称，欧盟的电力需求在经历2022年和2023年的下降后，将降至20年前的水平。


　　《报告》数据显示，由于需求减少，2023年欧盟发电量总体同比下降。化石燃料发电量下降393 TWh，低碳电力发电量增加160 TWh。


　　尽管负电价被视为可再生能源占比较高的电力系统常见的现象，但欧盟“廉价”和极度不稳定的电力价格正成为棘手的问题。


　　负电价出现时，电力生产商必须付费向电网供电，这侵蚀了发电方的利润，并可能会阻碍未来的清洁能源投资。此外，欧洲的可再生能源企业还在高利率环境下还面临着借贷成本大幅增加的压力。


　　今年6月，欧洲最大的可再生能源生产商挪威国家石油公司(Statkraft)由于技术和资本成本上升、电价下降，已削减了部分可再生能源产能目标。


　　负电价也影响了电力消费者，尤其是工业用户。


　　当地时间10月3日，英国的钢铁和可再生能源生产商GFG联盟首席清洁能源官Stefan Hakansson表示，钢铁生产商需要持续的能源供应，因此在价格波动时，他们不得不在交易中支付巨额资金，以对冲其电力供应。


　　他指出，一旦风能和光伏等可再生能源份额达到65%，电力市场就会停止正常运转。可再生能源波动性带来的负价格问题非常糟糕，一旦得不到解决，重工业将被挤出市场。


　　开发商与买家达成的长期购电协议(PPAs)是管理价格波动的措施，GFG联盟将其40-60%的电力消耗锁定在PPAs或直接生产上。


　　但Stefan Hakansson指出，PPAs也存在风险，在合同期限内，行业一直担心法规和先决条件会发生变化。