电力转型呼唤跨国电网协同 | 社会科学报

随着欧洲风能、太阳能发电占比快速提升，电力过剩引发的负电价现象频发，发电企业甚至需要付费请用户消纳富余电力。近日，《经济学家》杂志刊发《负电热潮见顶》（Peak Negativity）一文指出，为应对这一失衡现象，欧洲正加快电池储能布局、推行动态电价引导错峰用电，并大力推进跨国电网协同。这套电力系统的调适探索，展现了能源转型进程中的探索与挑战。

原文 ：《电力转型呼唤跨国电网协同》

编译 |杨逸、杨勇

图片 |网络

风电光伏扩容催生负电价

多年前，欧洲监管机构设计电力市场时，为防止交易系统故障或极端供需失衡而设定了价格下限——每兆瓦时（MWh）-500欧元（约合580美元）。这一阈值之低，使其本应仅在极为罕见的情况下才会触发。然而，今年5月1日，适逢欧洲公众假期，电力需求低迷，而当日阳光充沛、风力强劲，可再生能源发电量激增。在这一看似平常的日子里，德国电力批发电价竟跌至-499欧元每兆瓦时。所谓“负电价”，即发电企业不仅无法从售电中获利，反而需要向购电方付费，以促使其消纳过剩电力。若这一价格传导至零售端，消费者给电动汽车充电时，理论上不仅无需付费，反而能获得约50欧元的“报酬”。

根据能源智库恩伯（Ember）的长期监测数据，2021至2025年欧洲大陆光伏与风电装机实现连续五年高速扩容，光伏总装机规模较五年前近乎翻倍，陆上与海上风电的新增装机也保持每年15吉瓦以上的增量。风电光伏具备极强的间歇性：正午光照最强时，光伏出力可以瞬间攀升至峰值；夜间与大风时段，风电场也会持续满负荷发电。与此同时，传统火电机组承担调峰任务，启停成本居高不下，多数燃煤与燃气机组无法在短时间内停机减产。这种供给刚性与新能源出力的波动性叠加，进一步放大了电力供需的短时失衡。

对于经济学家而言，价格为零并无特殊意义。这不过是供需关系的极端体现。光伏电站和风电场在日照充足、风力强劲时，其边际发电成本（即多发一度电所增加的额外成本）近乎为零。但问题在于，发电时段未必与用电高峰重合，且风电、光伏机组频繁启停不仅技术复杂、成本高昂，还可能折损设备寿命。因此，当电力严重供过于求时，发电企业宁愿付费请人用电，也不愿轻易停机。过去数年间，随着可再生能源越来越多地接入欧洲电网，批发市场上买方（如公用事业公司和重工业企业）被迫接收电力的时段数量持续攀升。

电力市场的核心矛盾，本质是电能无法像大宗商品一样低成本长期存放。在电池技术规模化商用之前，富余电力只能依靠抽水蓄能电站消纳，但欧洲山地资源有限，抽水蓄能新增项目审批周期长达十年以上，难以匹配新能源的扩张速度。电池储能凭借建设周期短、响应速度快的优势，成为市场调节盈余电量的首选方案。

储能错峰抚平时段波动

美国加州的实践具备极强的参考价值：当地自2022年起批量投运大型锂电池储能电站，储能设施在日间光伏大发的负电价时段储存廉价电力，待到晚间用电高峰再向电网送电。恩伯（Ember）统计数据显示，加州电力市场电价低于零的时长在储能大规模投运后连续两年回落，充分证明储能可以直接对冲新能源过剩带来的价格扭曲。欧洲各国也在复制这一调节路径，多国陆续出台储能容量招标、峰谷电价配套政策，引导资本向电池储能项目倾斜。

显然，负电价为一切能够储存电力、并在需求回升后以正价售出的主体提供了强大的经济激励。在阳光充沛的加利福尼亚州，电池储能系统正逐步替代化石能源。总体来看，负电价出现的总小时数正趋于平稳。这表明市场机制正在发挥作用，逐步自我调整。

欧洲的电池储能装机容量在2025年增加了33000兆瓦时，总量达到约90000兆瓦时。这一容量足以储存整个欧洲（含英国）平均每15分钟所产生的全部电量。研究机构彭博新能源财经（BloombergNEF）预测，今年还将新增55000兆瓦时，届时可再吸纳约相当于全欧洲十分钟发电量的过剩电力。

与此同时，终端用电行为也在向低电价时段转移。动态电价（即零售电价随批发市场价格实时浮动）日益普及，尤其受到热泵和电动汽车用户的欢迎。自2025年1月起，德国供电商被要求至少向客户提供一种动态电价方案。

丹麦一项研究表明，虽然普通家庭大多不会根据电价波动灵活调整用电，但用电量较大的工商业主体会主动优化用电时段。普通居民的用电习惯存在较强惯性，丹麦这项调研同时指出，即便是执行分时电价的家庭，主动调整空调、热水器用电时间的比例不足两成，居民侧需求响应仍需要更长时间培育市场习惯。德国强制推行动态电价制度，正是为了逐步培养全社会的弹性用电意识，把终端负荷从刚性用电改造为可调节负荷。

另一项基于德国2015至2019年数据的研究显示，约25欧元/MWh的价格变动可引发约4%的用电需求跨时段转移。咨询公司麦肯锡（McKinsey）近期分析认为，若欧洲商业和工业用户能充分利用分时电价差异，到2030年每年可节省约80亿欧元。

跨国协同破解空间失衡

仅依靠跨时段储能还不足以彻底解决电力失衡问题。欧洲各国风光资源分布极不均衡：伊比利亚半岛拥有充沛的太阳能，北欧各国风电资源富集，法国核电基荷稳定，而中欧地区新能源与负荷高度集中。在没有足够跨国输电通道的前提下，一国出现电力过剩时，无法将低价电能输送到电力短缺的邻国，过剩电量只能通过付费消纳的方式就地处理，负电价现象也就难以根除。只有打通跨国输电网络，才能实现资源在更大范围内的优化配置，把区域盈余电力输送至电力缺口地区。欧盟在十年能源规划中，把跨境电网协同列为优先基建项目。

此前欧洲各国普遍侧重布局储能与需求侧调价，本质上是在单一国家内部消化供需矛盾，调节成本偏高且调节上限存在明显天花板。跨国电网协同可以跳出单一国家的调节局限，依托整个欧洲大陆的用电需求消纳富余绿电，能够以更低成本缓解过剩电力堆积问题。欧盟自2023年起推出跨欧电网重点基建清单，不再局限于相邻国家间的短距离协同线路，开始布局贯穿多国的洲际输电大通道。

这类长距离高压直流输电线路损耗更低、输送规模更大，可实现北欧风电、南欧光伏向西欧工业负荷中心的跨区域调配。跨区电网建设的价值不止于消纳过剩电力，还能减少储能设施的重复建设规模，避免各国为应对短时电力过剩大规模扎堆投资电池储能，进而压低整个欧洲电力体系的整体转型成本。

在空间维度上通过电网协同实现跨区域调配有赖于坚强、灵活的输电网。欧洲终于开始大力推进电网扩建。去年瑞典与芬兰之间新建的电缆，正是两国负电价小时数逐步回落的重要原因之一。法国与西班牙之间的比斯开湾互联工程正在建设中，预计2028年完工。2025年，德国批准了新建2000公里输电线路的计划，较上年增长45%。

储能扩容、需求侧电价改革与跨国电网协同三项举措并行推进，正在从时间与空间两个维度重塑电力供需格局，逐步消解新能源过剩带来的价格扭曲。依靠任何单一手段，都难以根治深度负电价问题。欧洲电力市场的调整，恰恰是这套组合政策协同发力的结果。欧洲输电系统运营者联盟（ENTSO-E）持续跟踪各国电价数据，发现凡是同步落地储能项目、分时电价与跨境输电工程的区域，负电价时长回落速度明显更快。随着一整套市场调节机制逐步落地，极端低价出现的频次开始稳步走低，市场自我修复的效果已经在数据上初步显现。

2026年至今，德国仅有40个小时的电价低于-50欧元/MWh，这令电网运营商（他们需为系统平衡承担兜底责任）松了一口气。西班牙则从未出现如此极端的负价。随着储能部署、需求响应和电网协同的持续完善，批发电价接近零甚至为负的情况将更加常见，但极端负值的频率有望受到抑制。动态电价的推广也将使普通消费者的电费账单更真实地反映市场的供需状况。在欧元区5月通胀率因高油价升至3.2%的背景下，这一趋势至少为欧洲人提供了一丝来自能源转型的积极信号。

文章为社会科学报“思想工坊”融媒体原创出品，原载于社会科学报第2019期第8版，未经允许禁止转载，文中内容仅代表作者观点，不代表本报立场。

本期责编：狄书一

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