驚魂時刻：負電價差點讓法國電網兩度崩潰

一

驚魂時刻

2025年，負責法國高壓輸電網絡的RTE公司曾兩度經歷驚魂時刻——分別發生在4月1日和10月23日。這兩天，法國的太陽能及風能發電量均出現急劇下滑。

據RTE于12月9日發布的《2025年預測報告（2025-2035年）》報告披露： 4月1日中午12點45分起，“短短幾分鐘內，10吉瓦的可再生能源發電被切斷”，相當于十座核反應堆的發電能力。

而10月23日，類似情況再次發生，損失達8吉瓦。

這一幕不由讓人立刻聯想到4月28日西班牙遭遇的大規模停電事件。當天中午，西班牙電網瞬間損失了15吉瓦電力，占全國用電需求的60%，導致全國性電網崩潰，停電持續了約12小時。

不過，RTE強調，法國的情況與西班牙有本質區別，兩國事故的成因并不相同。

那么，法國到底發生了什么？

4月1日13點15分，法國總發電量（超60吉瓦）遠高于國內用電需求（約51吉瓦）。電力交易所的批發電價一度跌至-0.01歐元/兆瓦時，這是對電力供應過剩的直接反應。

此時，正值晴朗正午光照最強，光伏電站滿負荷運行時，大量法國光伏電站卻因“現貨市場價格發出負電價信號”而突然主動停機。

問題的核心在于法國有一類特殊機制下的可再生能源電站——即享受“差價補貼”的項目（共14吉瓦裝機容量）。法國政府會為其補足市場電價與合同保證電價之間的差額，但前提是市場電價不得為負。一旦電價轉負，這些電站便無法獲得任何補償。因此，在負電價即將出現時，這類機組往往選擇主動停機。

10吉瓦的驟然損失迫使RTE采取緊急措施：不僅要補償超出系統實際需求（約2吉瓦）的缺口，還需應對瞬時頻率偏差達-70毫赫茲（mHz）（歐洲標準為50赫茲）。

為此，RTE緊急動用其自有資金，調用了法國及歐洲境內總計3吉瓦的備用發電能力，并減少了法國水電站的抽水蓄能運行。

二

“大發小用”帶來全新壓力

近年來，法國的可再生能源迅猛發展。其中，太陽能發電裝機容量正以每年約4至5吉瓦的速度增長，陸上風電則以每年約1吉瓦的速度發展；海上風電也在持續推進，其中圣布里厄和費康兩個海上風電場已于2024年5月投入運營，每個裝機容量接近500兆瓦。總體而言，法國近年來可再生能源年均可發電量的增長速度已達到約9太瓦時/年，而2010年代初期這一增速僅為約3太瓦時/年。

在經濟層面，電力系統的基本面導致法國負電價時段明顯增加，2025年1月至10月已累計達493小時，2 024年為361小時，而2023年僅為147小時。

這已經促使法國的電力系統進入新的運行模式。

從技術層面看，2024年法國可再生能源發電的調節（棄電或限電）規模迅速增加，到2025年已達到約3太瓦時。此外，核電站在2024年也因缺乏經濟可行的消納渠道而加大了出力調節（調減發電量約12太瓦時）。此前，除2020年因多次封控措施導致需求驟降外，此類因市場消納不足而進行的調節一直較為罕見。

在某些時段，當發電量遠超用電需求時，法國輸電系統運營商（RTE）面臨極為特殊的運行狀況。例如：

·可再生能源停機的動態特性：在電價略微轉為負值時，大量可再生能源電站同步停機，有時停機容量可達10吉瓦左右；

·調整機制中缺乏足夠的下調能力：在某些時段，RTE不得不下令削減風電和光伏出力，以實時維持電力系統的平衡——這一做法如今已獲得《能源法典》的授權；

·電網電壓水平升高：在2023年和2024年春季用電低谷期間，RTE曾要求保留一定的調節能力，以控制電網電壓。

因此，除了確保電源裝機容量充足、具備足夠的靈活性以保障傳統用電高峰期間的供應安全外，同樣至關重要的是，必須擁有足夠的手段來應對高發電、低用電時段的供需平衡與電網穩定問題。

三

“低谷期”管理成主要挑戰

RTE的報告認為，用電“低谷期”管理已成為電力系統運行的主要挑戰，亟需調整實時管理工具與規則，特別是為了控制發電量的急劇波動。

報告的短期（至2027年）預測情況表明，過去兩年（尤其是在用電“低谷期”）出現的電力系統運行問題將進一步加劇。

一方面，由于缺乏經濟消納渠道而導致的核電調減量預計將持續增加，到2027年將達到約20至30太瓦時（TWh）（相比之下，2023年之前不足4 TWh，2024年約為12 TWh）。這一水平已接近2020年或2024年的核電總調減量。

另一方面，可再生能源發電設施的調減量也將呈持續上升趨勢（平均從3 TWh增至8 TWh，具體取決于核電調峰能力；2024年為1.7 TWh）?？稍偕茉吹恼{減仍將主要集中于剩余負荷較低的月份（尤其是春季和夏季）。理論上，可再生能源的調減量仍將低于核電調減量，因為核電的邊際成本高于可再生能源，根據電力市場運行的基本原則，核電應優先于可再生能源進行調減。

四

供需兩側都應調控

《2025年預測報告》對剩余負荷“低谷期”的管理進行了深入分析， 認為“低谷”情形已日益頻繁，需引起高度關注。這些情形實際上集中體現了若干需加以區分的技術挑戰。

第一項挑戰在于確保電力系統擁有足夠多的實時平衡“調控手段”：必須保證有足夠規模的發電能力可被靈活調節，以在每一時刻維持發電與用電之間的平衡，從而避免出現供過于求的局面。應對這一挑戰，需要確保有足夠數量的發電設施能在必要時降低出力；電力市場需向市場主體傳遞準確的價格信號；同時，電網運營商需配備與其職責相匹配的實時平衡調控工具。

第二項挑戰在于確保發電波動處于可控范圍內，并提升其可預測性。過去幾個月的經驗表明，當現貨市場價格轉為負值時，可再生能源發電設施往往高度同步地停機。這一問題尤其值得警惕，因為停機與重啟計劃的信息通常未及時傳達給RTE。應對該挑戰，需強化調度計劃機制（提高計劃可靠性并增加更新頻率），以便提前預判此類停機及其運行影響；同時，需規范發電出力變化方式，確保市場主體行為與系統物理需求保持一致。

第三項挑戰在于，在發電充裕時期需特別關注電壓控制（即“電壓曲線”管理）。應對該挑戰，需迅速提升由配電網發展規劃方案（SDDR）所識別區域內的物理調壓能力，并重新審視參與電壓控制的相關規則及配套補償機制。

報告認為，在上述各項挑戰中，短期內最緊迫的問題是改善發電停機管理，以限制其對系統電氣參數（尤其是頻率）的影響。

例如，2025年4月1日當天，面對現貨市場價格輕微負值（-0.01至-0.07歐元/兆瓦時），約10吉瓦的可再生能源發電在12:45起數分鐘內集中停機（現貨負電價時段始于13:00）。這一停機規模遠超歐洲一次調頻備用容量（全歐合同備用容量僅3吉瓦）所能吸收的功率波動范圍。

對該事件的分析表明：(i) 部分可再生能源停機屬正?，F象；(ii) 但總體同步停機規模遠超現貨市場信號所對應的合理水平；(iii) 停機行為未在市場主體前一日提交給RTE的次日調度計劃中申報（計劃申報停機容量不足1吉瓦）；(iv) 停機“斜率”（即出力下降速率）過于陡峭，凸顯了規范停機操作方式的必要性。

報告認為，有必要在現行框架基礎上，進一步深化可再生能源對市場信號的響應機制及其參與平衡調節的方式，重點關注以下三個維度：

·停機可預測性：目前，僅有6%接入配電網的發電商遵守向RTE提交發電計劃的法定義務。這意味著約40吉瓦裝機容量未履行調度計劃申報義務，導致運行調度難以提前預判，也無法確保調節機制中具備充足的上調或下調能力。因此，亟需確保發電商切實履行《能源法》規定的調度計劃申報義務。

·停機與重啟的操作方式（即“爬坡率”）：當前，可再生能源在現貨價格為負時的停機與重啟過程缺乏充分規范?！靶甭省笨赡苓^于陡峭，對歐洲大陸電網頻率造成沖擊，并占用系統備用資源（使其無法用于應對其他突發擾動）。因此，有必要對停機操作方式施加更嚴格的約束。

·停機深度：在現貨價格形成時刻，系統存在發電過剩。發電商據此降低出力本屬合理，但激勵機制需進一步優化，以確保停機規模與實際過剩電量相匹配。當現貨價格處于微弱負值區間（0至-0.1歐元/兆瓦時）時，如何精準確定停機規模尤為關鍵。

報告提出以下解決方案(i) 強化調度計劃制度的約束力；(ii) 擴大可再生能源（包括10兆瓦以下設施）參與平衡調節機制的范圍；(iii) 更嚴格地規范停機深度與操作方式；(iv) 確保系統備用容量配置與市場運行機制相適應，并控制其成本。

從技術角度看，上述措施可迅速落地。RTE可在獲得國家主管部門及能源監管委員會（CRE）批準后，自2026年起逐步實施。

此外，還可采取措施調整用電時段，減少需調減的可再生能源與核電出力規模。

例如，CRE已經全面重構峰谷電價（HP/HC）機制。改革方案特別規定：每日仍將保留8小時谷時段，根據地區和季節差異，允許在中午時段額外增設最多3小時谷時段。這一調整有望優化電力消費的時間分布，從而有效緩解中午時段發電過剩問題。

五

儲能未來大有可為

報告認為，在能源轉型中的電力系統中，發展需求側靈活性和儲能有助于從技術層面優化系統運行：通過將用電負荷與可再生能源發電（尤其是中午光伏出力高峰）相匹配，可顯著減少中午時段可再生能源電站所需進行的出力下調幅度。此外，這種發展還能平抑早晚用電高峰，從而降低這些時段對可控電源容量的需求，這在深度電氣化情景中尤為關鍵。

報告認為，無論采用何種電力消費演變路徑，提升系統靈活性始終有利于電力系統的運行。

在“快速脫碳”路徑下，發展需求側靈活性和儲能）能夠高效應對日內尺度上電力供需匹配的挑戰。

在“緩慢脫碳”路徑下，電池與需求側靈活性的發展對“低谷期”的管理具有顯著影響。具體而言，在部署5至10吉瓦電池或實現高程度需求側靈活性的情景中，可將需要棄風棄光 的小時數減少30%至60%，并將全年最“深”的100個低谷小時內可再生能源出力下調幅度降低10%至30%。

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