随着欧洲太阳能发电量激增，电力价格再次出现负值。根据欧洲电力交易所EPEXSPOT的数据，7月初欧洲电力市场出现周末接近一整天负电价的情况，其中，德国与荷兰中午时段甚至出现负500欧元/兆瓦时的价格，主要原因是欧洲光伏发电激增，导致电力供应的阶段性过剩。根据SolarPowerEurope的数据，2022年欧洲地区新增太阳能装机41GW，预计2023年光伏装机容量可新增54GW-68GW，增幅达到31.7%-65.8%。

负电价的出现是由于用电需求低迷，以及可再生能源装机占比持续提高。需求侧：欧盟能源部长在去年9月底同意欧洲委员会提出的用电量减少10%，每月用电高峰时段强制削减5%的方案；同时欧洲各国工业陷入低迷，制造业面临下行压力，工业用电减少。供给侧：2012年欧洲清洁能源发电量首次超过化石能源，此后剪刀差在十年内持续扩张，清洁能源装机占比从2008年的49%提升至2022年的67%，2020-2022年，欧洲风光合计新增装机33GW/43GW/61GW。欧洲的去煤计划较为激进，多数用煤国家均计划在2030年前退煤，欧洲煤电和核电的发电量持续减少，风电和光伏发电成为主要的发电增量补充，未来煤电的去化速度或将提速，光电的装机量预计保持高速增长。当前夏季气温高、日照时间长，光伏出力较大，叠加用电需求低迷以及储能调峰能力不足等因素，负电价频繁出现。

负电价有望增加储能峰谷套利收益，提高储能经济性。欧洲电力市场可以分为电力批发市场和系统服务市场，批发市场主要交易电能量，而系统服务市场主要提供辅助服务。从交易周期来看，可以分为中长期市场、日前市场、日内市场和实时平衡市场，四个市场互补完成电力出清。目前，欧洲电力市场通过边际定价的模式，按照发电机组的调峰能力依照新能源、水电、核电、煤炭和天然气的发电顺序上网，市场供需所形成的电力批发价主要由提供最后一兆瓦的发电机组成本（天然气价格）决定。随着欧洲天然气供给逐渐缓解，天然气价格回落，欧盟电价已基本恢复到俄乌冲突前的水平，但价格中枢仍高于往年平均水平，未来的厄尔尼诺现象可能导致极端天气出现，使得天然气价格受到需求带动上行，电价也随之提升；同时，夏季以来光伏出力加大使得负电价频发且时间拉长，拉大了峰谷价差，储能的峰谷套利收益预计有所改善，储能经济性进一步提高。

总结：近年来，欧洲地区清洁能源装机比例不断提升，2022年占比已经达到67%，风光合计新增装机约61GW，新能源发电激增导致电力供应出现阶段性过剩。为了稳定实现能源转型，欧洲需要大幅提升电网容量，提升国内和跨境的长距离输电能力及调度能力，以促进新能源消纳。未来欧洲对智慧电网、虚拟电厂，以及储能的需求也会大幅增加，来匹配可再生能源的装机速度。 

原标题：新能源行业：欧洲负电价频发，储能经济效益改善