西班牙和葡萄牙在第二季度创下欧洲负电价持续时间最长纪录

根据欧洲领先的能源市场情报机构蒙特尔发布的《2026年第三季度欧洲电力市场展望》报告，西班牙和葡萄牙在2026年第二季度录得欧洲负电价持续时间最长的时段。这一时期的特点是太阳能发电量创历史新高、6月下旬遭遇热浪以及电价剧烈波动。

受持续高压和充足日照的推动，欧洲太阳能发电量比此前纪录高出近20%。发电量的增加导致中午前后电力供应持续过剩，多个市场的日内电价跌至历史最低点。

与上一年相比，负电价时段的分布也发生了变化。西班牙的负电价时段最长，达596小时，其次是葡萄牙（462小时）、法国（370小时）和希腊（317小时）。相比之下，北欧市场的负电价时段较少。报告将这些差异归因于欧洲各地太阳能装机容量增长和电力需求模式的差异。

在西班牙，6月下旬的热浪期间，由于可再生能源发电量高企和午间电价为负值，每日和每周的电价多次超过100欧元/兆瓦时（112.3美元/兆瓦时）。在德国，晚间高峰时段的电价飙升至600欧元/兆瓦时以上。

这些发展凸显了截然不同的市场状况。虽然太阳能发电量高在某些时段造成了电力过剩，但极端高温期间需求激增又推高了高峰用电时段的电价。蒙特尔认为，这些波动暴露了欧洲电力市场可用灵活性资源的局限性。

4月下旬，一些欧洲市场的价格接近 -500 欧元/兆瓦时的技术底线，随后该底线被下调至-600欧元/兆瓦时。

该报告还指出，部分灵活资源正逐步退出日前电力市场。由于负电价反复出现，一些灵活的火电厂、储能运营商和工业用户选择不在日前拍卖中以负价格出价，而是将容量保留给日内市场或平衡市场。

蒙特尔认为，这种转变可能会将更多系统平衡活动转移到日内市场，从而可能加剧价格波动。同时，它也可能提升能够快速响应电力生产和需求波动的灵活资源的价值。

该报告强调，加强电网建设、划分更细化的竞价区域以及加快限电和重新调度机制是管理跨境电力流动和缓解本地电网拥堵的关键措施。

第二季度出现的极端价格波动表明，随着太阳能装机容量的扩大，欧洲电力市场正面临日益严峻的挑战。发电过剩和负电价时期与高峰时段的电价飙升越来越频繁地重合，凸显了提高系统灵活性的必要性。