欧洲电力市场发展新变化对我国新型电力系统建设的启示

近期，欧盟能源监管机构（ACER）发布《2024年欧洲电力和天然气市场重要发展监测报告》（以下简称《报告》），指出欧洲电力市场发展呈现电价中枢下探、低电价和负电价时长激增、电价区域分化、气电加速向支撑调节性电源转变等新变化。当前，我国新能源快速发展，多地已出现低电价、负电价现象，同时灵活调节能力不足、消纳问题不断凸显。随着我国新能源发电全面入市，新能源发电对电力市场的影响预计将愈发明显，欧洲电力市场面临的问题与挑战将可能在我国出现，亟需在相关变化的基础上深入剖析背后的深层次原因，并立足我国现实情况分析相关启示并提出建议，为我国更好地构建新型电力系统提供参考。

欧洲电力市场发展新变化

一是电价中枢下探，低电价和负电价时长激增。《报告》指出，2024年欧洲电力均价大幅下降至81欧元/兆瓦时，同比降低16%，是2021年以来的最低价格水平。同时低电价和负电价时长激增，2024年低电价时长770小时（低于5欧元/兆瓦时），以年均2.5%的增长率连续三年上涨，其中负电价时长245小时，同比增长50%，达到历史最高水平。

二是电价区域分化，北欧低电价和负电价渐成常态。《报告》指出，2024年，北欧、西欧国家电力均价降幅远高于欧洲平均水平，如瑞典、法国电力均价降幅分别高达38%和40%，且北欧低电价和负电价渐成常态；2024年，芬兰、瑞典低电价时长均接近2000小时，负电价时长均超700小时。而2024年南欧、东欧、波罗的海地区国家电力均价降幅、低电价和负电价时长均不及欧洲平均水平。

三是气电角色加速转变，调峰作用愈发凸显。《报告》指出，欧洲气电基荷作用进一步弱化，2024年，在基荷时段的出力贡献为20%，同比下降3%，已连续三年出现下降，为可再生能源电量增长腾出空间。而气电调峰作用更加突出，2024年，在峰荷时段的出力贡献高达52%，同比增长10%，成为平抑新能源波动的关键支撑。

成因分析

一是新能源发电快速发展与需求疲软叠加导致电力供给过剩，是电价中枢下行、低电价和负电价时长激增的直接原因。受能源危机和地缘政治紧张影响，欧洲新能源发电快速发展、电力负荷增长疲软，2024年，欧洲新能源发电装机及电量在基数较大的情况下仍分别同比增长15%和8%，其中光伏发电装机及电量同比增长更是超过20%，而2024年电力负荷仅增长1.5%，且近十年年均增速接近于零，叠加法国、芬兰等国家核电重启，北欧来水情况较好，核电、水电发电量分别同比增长5%和7%，导致电力供给严重过剩（2024年欧洲出口电量比进口电量多230亿千瓦时）。

二是新能源发电具有补贴、绿证等额外收益和需求响应推进不及预期，加剧了负电价现象的发生。欧洲新能源发电即便在电力市场内以负电价交易造成亏损，仍可凭借发电量获得政府补贴、绿证等额外收益来弥补甚至获利，具有在电力供给过剩时段申报负电价的动机。同时，欧洲自2023年起推动开展需求响应，促进用户侧主动削峰填谷，但由于参与方式不明确、各国实施细则未完善等因素影响，整体推进进度不理想，导致电动汽车、储能等用户侧灵活资源仍未有效参与调节。

三是关键输电通道不足，制约清洁电、低价电跨境配置，加深电价区域分化。北欧水电资源丰富、风光装机集中，电力供给严重过剩、电价水平低，南欧、东欧化石能源依赖严重、电价水平高，通过跨境联网可以解决北欧新能源“窝电”和南欧、东欧缺清洁电、低价电的双重困境，具有较好的跨境联网互补条件。而当前欧洲电网以邻国互联为主，北欧与西欧电网互联程度高，与南欧、东欧电网互联的关键输电通道不足，制约了清洁电、低价电在更大范围内进行优化配置。

有关启示

一是加强跨省跨区输电通道和全国统一电力市场软硬联接，支撑促进新能源科学合理发展和消纳。欧洲新能源快速发展与电力需求疲软导致电力供给过剩，又受限于关键输电通道容量不足，导致清洁电、低价电跨境流动不畅，“窝电”与缺电现象并存。2024年，我国光伏、风电利用率同比分别下降1.2和1.4个百分点，其中新能源发电富集的送端地区光伏和风电利用率跌幅更为明显，如西藏地区因新能源发电装机快速增长，光伏风电利用率分别下降9.4和17个百分点，亟需统筹优化全国电力生产力布局，加快全国统一电力市场和跨省跨区输电通道建设，提升跨省跨区输电含“绿”量，促进新能源在更大范围内进行消纳利用，解决送端新能源消纳问题和受端日益增长的绿电需求。同时建立新能源与负荷增长的协同发展机制，适度超前“让电等发展”。

二是加强电力市场运行价格监测分析，提前做好价格机制研究应对。随着新能源发电快速发展，我国部分地区与欧洲类似出现低电价、负电价现象，例如，2024年，甘肃日前现货均价同比下跌17.5%，山东、浙江等地出现长时间负电价现象。伴随我国新能源发电全面入市，新能源发电对电力市场价格影响将愈发明显，亟需强化电力市场运行价格监测分析，加强电力市场与存量新能源补贴政策、绿证等市场外机制的衔接，研判可能出现的低电价、负电价对新能源中长期投资及传统化石能源合理收益的影响，提前做好相关价格机制研究应对，发挥好价格机制引导作用。

三是加强市场引导、技术赋能，全力激发需求侧调节潜力。欧洲电力需求响应机制的不完善导致低电价、负电价等价格信号对需求侧调节潜力挖掘不充分。我国电动汽车、新型储能等快速发展，使得需求侧调节潜力显著增强，为需求侧资源利用创造了良好的基础条件，亟需完善电力需求响应机制，建立健全分时电价与现货市场价格联动的动态调整机制，合理有效引导需求侧用电行为，同时支持虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体商业模式创新，加强AI技术赋能研究及应用，着力推进数字电网建设，提升需求侧资源接入和调控水平，更好地实现良性互动。

本文刊载于《中国电力企业管理》2025年8期，黄国日、梁梓杨、朱浩骏供职于南方电网能源发展研究院有限责任公司，金周鹏供职于南方电网有限责任公司