2025年，随着可再次生产的能源产出的激增压倒了电网的承载能力，欧洲电力市场遭遇了前所未有的“负电价”冲击，突显出绿色能源转型中供需失衡与基础设施滞后的结构性矛盾。

  1月5日，据彭博报道，可再次生产的能源发电的迅速增加正与欧洲停滞的电力需求及持续的电网瓶颈发生剧烈碰撞。多个方面数据显示，德国在2025年记录了573小时的负电价时段，较前一年大幅度增长25%；而直到2024年才首次出现负电价的西班牙，其负电价时段在2025年更是同比翻了一番。

  这种由天气驱动的市场扭曲预计将在2026年持续。彭博新能源财经指出，由于可再次生产的能源产能的扩张速度持续快于电网、储能设施及消费端的增长，当强风或充足阳光导致系统电力过剩时，需求往往不足以消化这些盈余，从而将电价推入负值区间。

  负电价频次的增加正在重塑欧洲电力市场的格局，这一现象在挤压可再次生产的能源开发商收入的同时，也为那些押注技术的交易商创造了新的套利机会，市场波动性正成为新的常态。

  尽管可再次生产的能源扩张迅速，但将电力输送到需求端的电网升级，以及用于储存过剩电力的电池设施建设，目前均滞后于新发电产能的步伐。这种基础设施的错配意味着，电网无法有效应对天气的变化无常。

  当风能和太阳能产出不足时，化石燃料仍是电力系统的关键组成部分，需提供必要的备份支持。这种对天气的依赖性导致了极端的市场波动：一种原因是供应过剩时频繁出现的负电价，另一方面是供应紧张时价格的急剧飙升。有限的传输能力、不足的存储空间以及缺乏灵活性的需求端，共同加剧了这一“过剩与短缺”并存的现象。

  负电价的常态化虽然令可再次生产的能源开发商面临营收缩水的压力，但却为别的市场参与者开辟了获利路径。交易商正慢慢的变多地押注于领域，其核心策略是在电价跌至零以下时买入电力，并在电力稀缺时卖出。

  这种策略使交易商能够从可再次生产的能源供应受天气影响而扩大的价格波动中获利。随着电价波幅的加宽，通过储能手段进行“低买高卖”的商业模式正变得愈发有利可图。

  展望未来，市场普遍预期这种不平衡状态短期内难以消除。Rabobank能源策略师Florence Schmit表示：“这些价格价差可能会在2026年持续存在。”

  Schmit进一步分析指出，推动更多可再次生产的能源发展的努力，将面临电力需求缓慢回升的现实。同时，为满足额外的负荷需求，部分市场可能会增加天然气和煤炭的潜在使用量，这进一步增加了市场定价机制的复杂性。

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