近期，欧洲电价经历了剧烈波动，犹如坐上了过山车。一个月前，欧洲多国电力市场交易价格飙升，创下了2024年内的新高。然而，随着新能源发电量的显著增加，欧洲最大电力市场德国在2025年第一个交易日甚至出现了4小时的负电价现象。此前，英国、法国、西班牙等国家在2024年内也不时出现负电价，使得欧洲电力市场负电价全年时长创历史新高。

据欧洲电力交易所数据显示，2024年全年欧洲电力市场负电价时长创下了新的记录。其中，德国负电价时间长达468小时，同比增加了60%以上；英国负电价时长同比增长70%，达到了179小时；法国负电价时长翻倍至356小时；西班牙首次出现负电价现象，全年累计达到247小时；芬兰更是以超过700小时的负电价时长，成为2024年欧洲出现负电价小时数最高的国家。欧洲电力协会数据显示，去年在欧盟范围内，电力交易价格由市场竞价机制决定的“竞价区域”中，有17%的时间出现了负电价。

业内人士指出，负电价现象反映了新能源迅猛发展下电力系统灵活性不足的问题。在新能源发电量激增而用电需求不足的情况下，发电商为了避免高昂的处置成本，不得不通过付费刺激买家需求，从而导致了负电价的出现。这种电价波动现象在全球加快能源转型步伐和中国大力推进电力市场化改革的背景下，将在由市场竞价机制决定的区域变得越来越常见。

负电价和峰值电价并存，将给发电商和终端消费者带来深远的影响。发电商需要在保障电力系统平衡运行的同时，尽量减少运维、储能、启停等成本损失，而消费者则需要根据签署的购电合约性质来应对电价波动。在一些国家，如挪威，由于智能电表的普及和现货电价合同的签订，居民在负电价期间切实享受到了电费减免的福利；而在德国、英国等国家，由于智能电表覆盖率较低和长期购电协议的签订，负电价对当地居民的影响则相对较小。

面对新能源接入比例不断提高和电力系统灵活性不足的问题，欧洲和中国都在积极寻求解决方案。一方面，负电价正影响着开发商对待新能源的态度，一些融资机构对没有长期固定售电合同的新能源项目持谨慎态度；另一方面，将新能源发电站与储能结合，对抗新能源入市风险，成为业内较为统一的观点。此外，通过政策保障和市场化交易相结合的方式，为新能源发电项目提供稳定收益预期，也是解决当前问题的重要途径之一。

例如，在英国，政府通过CfD制度为可再生能源发电企业提供长期合同保障和补贴机制；而在中国，国家发改委能源研究所也提出了在部分现货市场的增量项目中参考价差合约等政策工具的建议。这些措施旨在提高电力系统灵活性、促进新能源发展并保障市场稳定。