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歐洲電力市場再現“負電價”。 美東時間1月2日，由于風能發電量高達40吉瓦，遠超當時的需求，德國隔夜市場再次出現了4小時的負電價，發電商不得不向用戶付費以消耗多余電力。 “負電價”是指電力市場中供大于求導致市場結算價為負值。意味著，發電企業每發出一度電需要向購電者支付費用，購電者不僅不需要付電費，反而從發電企業取得收入。 歐洲負電價 2024年，德國多次因為太陽能發電過剩導致電價跌至負值。動態電價提供商Rabot Charge數據顯示，德國2024年4月份現貨市場出現了50個小時的負電價，最低價格超過負0.05歐元/kWh。 出現負電價的德國，近年來正在大力推進光伏裝機和可再生能源發展。德國聯邦網絡管理局(BNetzA)統計數據顯示，2023年，德國可再生能源新增裝機容量17GW，總裝機容量接近170GW，同比增長12%。其可再生能源的增長主要來自光伏，與2022年相比，德國2023年的光伏發電量幾乎翻了一番。 根據國際能源署的數據，2023年，歐盟對可再生能源的投資總額接近1100億美元，比前一年增長了6%以上。這一增長的部分原因是，在2022年俄烏沖突開始后，人們越來越關注可再生能源，因為烏克蘭切斷了對歐洲大陸大部分地區的天然氣輸送，并導致能源價格飆升。在俄烏沖突爆發前，天然氣占歐洲所有能源使用量的四分之一，其中大部分供應來自俄羅斯。 在風能和太陽能發電量快速增長的推動下，去年歐洲大陸的電力市場經歷了創紀錄的負電價時期。 據歐洲電力交易所(Epex Spot)數據顯示，作為歐洲最大的電力市場，德國2024年負電價時長達468小時，同比增加60%。法國2024年負電價時長翻倍至356小時，西班牙2024年則首次出現負電價現象，全年累計247小時。 歐洲能源系統自身的結構性缺陷在此次電價危機中暴露無遺。電力儲備不足、儲能設施匱乏以及電網靈活性欠佳等問題，使得能源系統在應對突發用電需求時顯得力不從心。同時，傳統能源逐步淘汰也在一定程度上削弱了能源系統的穩定性，使其在面對沖擊時更加脆弱。 儲能需求增加 路透社稱，2024年歐洲多次出現負電價情況，然而與“負電價”狀況頻出對應的，是歐洲多國也多次出現電價飛漲的情況。報道稱，出現這種局面的根本原因是歐洲清潔能源快速增長對于當前電網格局的沖擊。例如去年12月歐洲經歷持續多日的無風天氣和陰天，導致太陽能和風力發電陷入停滯，但轉眼又出現強風天氣，使發電量激增。由于歐洲配套的儲能設施遠遠無法應對如此大規模的電能，導致新增發電量出現“用不掉又存不下”的困境。 為應對這種局面，新建儲能設施被認為是最有效的辦法。歐洲光伏產業協會發布的《歐洲儲能市場展望2024-2028》行業報告顯示，2023年歐洲儲能市場新增裝機容量為17.2吉瓦，累計裝機達35.9吉瓦。但該報告預計，2030年歐洲可能需要超過100吉瓦的儲能裝機容量才能平衡電力供需，目前差距非常巨大。 當前歐洲主要依靠電化學儲能設施，利用具有較高能量密度的儲能電池將太陽能或風能發電設備產出的電能存儲起來，需要時再穩定釋放，或者作為電網的調峰負荷平衡工具。據介紹，儲能電池針對不同應用場景，又分為功率型、容量型、備用型和能量型等不同類型。《歐洲儲能市場展望2024-2028》報告顯示，歐洲電化學儲能設施中，大部分都屬于小型的住宅儲能系統，例如德國儲能市場將從2023年的8吉瓦時快速增長到2030年的38吉瓦時，其中住宅儲能超過一半。但相關研究發現，為滿足個人用戶需求而設計的住宅儲能系統電池受成本限制，容量相對較小，例如個人用戶的光伏發電系統在太陽升起后的幾小時就會充滿配套的住宅儲能系統，無法真正起到“白天充電、夜晚放電”的電網調峰作用。為擺脫這種困境，歐洲正在興建大規模電網側儲能設施，在降低儲能成本的同時，也能更好地發揮調峰的作用。 |
