市场结算价格会降至负值，意味着发电企业需要向购电者支付费用，而购电者不仅无需支付电费，反而会获得额外收入。
但是这个价格只会生在批发市场，普通居民很难从中受益，普通居民的电费飞价格需要还要加上税/费/输配费。
2024年1月2日，德国的风能发电量高达40吉瓦，远超当时的✅需求，导致隔夜市场连续4小时出现负电价。
近年来，德国大力推动可再生㊣能源发展，尤其是在光伏和风能领域。2023年，德国新增可再生能源装机容量达17吉瓦，总装机容量接近170吉瓦，同比增长12%。这一增长主要来自光伏领域，与2022年相比，2023年的光伏发电量几乎翻倍。可再生能源的快速扩张，加上发电波动性和用㊣电需㊣求不匹配，导致2024年德国现货市场出现50小时的负电价，最低价格跌至负0.05欧元/千瓦时。
这种情况并非德国独有。根据欧洲电力交易所（Epex Spot）数据，2024年，德国的负电价累计时长达468小时，同比增加60%；法国负电价时长翻倍至356小时；西班牙则首次出现负电价，全年累计247小时。这一现象与欧洲对可再生能源的高额投资密切相关。2023年，欧盟对可再生能源的投资总额接近1100亿美元，较前一年增长6%。俄乌冲突对天然气供应的冲击进一步加速了这一转型。
欧洲电价波动剧烈不仅体现在负电价，还表现为高电价的频繁出现。2024年12月11日，德国因风力发电量大幅低于季节性标准，日前电价飙升至936.28欧元/兆瓦时（约合人民币7.125元/千瓦时），创下18年来最高纪录。同一天，挪威南部的电价暴涨20倍。这种过山车式的电价波动暴露了欧洲能源系统的结构性缺陷，包括电力储备不足□□□□、储能设施匮乏□□□□、电网灵活性欠佳等问题。此外，传统能源逐步淘汰进一步削弱了系统稳定性，使其在应对突发需求时更加脆弱卫生间坐便器。
尽管负电价表面✅上看是对购电者的利好，但终端用户很难直✅接受益。电力商品无法储㊣存，生产□□□□、交割和消费几乎同步完成，可再生能源的间歇性发电特性加剧了供需不匹配。业内人士指出，负电价更多是反映可再生能源大规模接入电网后的消纳问题，而非真正的电力过剩。
此外，负电价主要发生在批发市场，消费者实际支付的电价还需叠加税费和输配电费。短期来看，负电价✅对终✅端用户的影响有限。未来，随着新能源装机比例的持续增长，光伏与用电高峰时间错配的问题将更加突出，负电价的发生可能愈加频繁。据国际能源署预测，到2050年，可再生能源在全球发电中的比例将从2020年的29%上升至近70%。如何提升储能能力和电网灵活性，成为解决问题的关键。
