欧洲电力市场正迈入全新的失衡时代。彭博社指出，由于风能与太阳能发电量在2025年爆发式增长，明显超出电网承载能力，欧洲各国出现"负电价"的时长创下新高。此外，由于储能设施不足，当风力或日照较弱时，系统仍需化石燃料填补缺口，导致电价在过剩与短缺之间剧烈波动。
在负电价机制下，发电企业不仅无法通过售电盈利，反而还需付费请电网企业将电力"带走"。德国2025年出现573小时负电价，较前一年增长25%；西班牙2024年才首次出现负电价，2025年时长便直接翻倍。彭博社预警，这种供过于求的结构性问题将在2026年持续存在，因为可再生能源装机容量的扩张速度仍远快于电网升级、储能建设与用电需求增长。
《PV杂志》统计显示，截至去年10月底，瑞典、荷兰、德国、西班牙和法国年内负电价时长均突破500小时，其中瑞典第二区以593小时位居榜首。芬兰与丹麦部分区域超过400小时，捷克、波兰、匈牙利也接近300小时。意大利因法规禁止负电价，成为少数例外。
回顾去年气象情况，10月欧洲多国遭遇强风笼罩，风电产量大幅增长，导致供需失衡进一步加剧。例如德国10月出现51小时负电价，远超欧洲平均19小时。
负电价频繁出现，意味着绿能企业的利润空间被大幅压缩。去年10月，德国太阳能的捕获价格为每兆瓦时71.5欧元，明显低于市场平均的84.4欧元，捕获率也仅84.8%；西班牙情况最为严峻，光电捕获价格仅42.36欧元，捕获率跌至57.4%，相当于超过4成潜在收入在波动中蒸发。
然而，这种高度不稳定的电价结构反而为电力交易商和储能企业创造了新的商业机会。企业可在电价负值时吸纳多余电力，并在风力微弱、日照不足导致电价上涨时释放。
然而，问题的根源仍在于基础设施不足。欧洲输电与储能设施的建设进度远远落后于绿色电厂的新增速度，因此电力无法在区域间有效调度，也难以在供过于求时储电另作他用。当风力或日照减弱时，市场依然依赖天然气与煤电覆盖缺口，导致电价在短时间内急剧反弹。
荷兰合作银行能源分析师弗洛伦斯·施密特推测，可再生能源将继续快速扩张，但电力需求复苏缓慢，在部分市场，为应对新增负荷，天然气和煤炭发电占比反而可能再度上升。
