欧洲负电价频发！德希西意四国押注储能破局

碳索新能近日从海外储能圈获悉，2026上半年欧洲多地频繁出现零电价、负电价。午间光伏集中发电引发电力过剩，晚间制冷负荷推高电价，峰谷价差持续拉大，储能调峰价值凸显。

据悉各国已经出台应对方案：

• 德国依靠补贴规则改革引导风光项目配套储能

• 希腊暂缓新建纯光伏项目审批、分阶段抬升储能装机目标

• 西班牙正在推进独立储能备案以及光伏强制配储政策

• 意大利优先在南部电网薄弱地带建设储能

综合EPEX‑Spot（欧洲短期电力现货交易所）、意大利ENEA能源署以及多家海外能源媒体监测数据，2026年上半年欧洲现货市场零电价、负电价现象大规模爆发。而今夏欧洲光伏出力持续刷新纪录，如8月初法、德、意、西、葡同步创下当月单日光伏新高，进一步加剧午间电力过剩矛盾。

• 法国：负电价时长408小时位居欧洲首位；5月1日假期受低负荷、光伏满发以及核电刚性出力影响，电价跌至‑498.65欧元/MWh（折合‑3879.5元/MWh），日均峰谷价差达到143欧元/MWh（折合1112.5元/MWh）。

  
  

• 西班牙：上半年负电价时长397小时，正午光伏发电大量处于低价时段，光伏已连续4个月成为本国第一大电力来源，7月单月光伏发电7696GWh、占全国发电量28.3%，海量日间光伏出力直接催生持续低价、负电价行情。
  
  

• 德国‑卢森堡联合竞价电价区：录得287小时负电价，每年弃电补偿最高可达30亿欧元（折合人民币233.4亿元）；2027年新规收紧光伏补贴，以并网功率限制倒逼光伏项目配置储能。同时，德国7月光伏并网电量首破12TWh，正午平均出力超40000MW。

  
  

• 意大利：本地交易规则禁止负电价，电力富余时段直接触发零电价，上半年合计88小时零电价，难题集中在南部光伏富集区域，当地计划于海岛片区增设储能设施。

  
  

• 希腊：光伏装机规模远超本地用电需求，今年弃光率预估升至12%；储能总投入约25亿欧元（折合人民币194.5亿元），计划依托跨境输电，借助保加利亚储能消纳午间富余电力。

综合各地资讯，困境有着多项共性诱因：光伏午间集中出力、享受补贴的电站低谷照常发电；核电等基荷电源调峰空间有限；跨区域输电通道存在瓶颈；节假日负荷下滑、天然气价格波动进一步拉大峰谷价差。

随着峰谷价差持续走高，不少能源运营商减少日前市场报价，转向日内交易和调频辅助服务市场获利。光伏电力过剩造成的电价危机之下，电池储能已经成为规避发电亏损、调节供需缺口的关键设施。