驚魂時刻：負電價差點讓法國電網(wǎng)兩度崩潰

一

驚魂時刻

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

據(jù)RTE于12月9日發(fā)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(fā)電被切斷”，相當于十座核反應堆的發(fā)電能力。

而10月23日，類似情況再次發(fā)生，損失達8吉瓦。

這一幕不由讓人立刻聯(lián)想到4月28日西班牙遭遇的大規(guī)模停電事件。當天中午，西班牙電網(wǎng)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(wǎng)崩潰，停電持續(xù)了約12小時。

不過，RTE強調，法國的情況與西班牙有本質區(qū)別，兩國事故的成因并不相同。

那么，法國到底發(fā)生了什么？

4月1日13點15分，法國總發(fā)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(fā)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(xiàn)貨市場價格發(fā)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(xiàn)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(tǒng)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(fā)電能力，并減少了法國水電站的抽水蓄能運行。

二

“大發(fā)小用”帶來全新壓力

近年來，法國的可再生能源迅猛發(fā)展。其中，太陽能發(fā)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(fā)展；海上風電也在持續(xù)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(fā)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(jīng)濟層面，電力系統(tǒng)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(jīng)促使法國的電力系統(tǒng)進入新的運行模式。

從技術層面看，2024年法國可再生能源發(fā)電的調節(jié)（棄電或限電）規(guī)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(jīng)濟可行的消納渠道而加大了出力調節(jié)（調減發(fā)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(jié)一直較為罕見。

在某些時段，當發(fā)電量遠超用電需求時，法國輸電系統(tǒng)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(tài)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(tǒng)的平衡——這一做法如今已獲得《能源法典》的授權；

·電網(wǎng)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(jié)能力，以控制電網(wǎng)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(tǒng)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(fā)電、低用電時段的供需平衡與電網(wǎng)穩(wěn)定問題。

三

“低谷期”管理成主要挑戰(zhàn)

RTE的報告認為，用電“低谷期”管理已成為電力系統(tǒng)運行的主要挑戰(zhàn)，亟需調整實時管理工具與規(guī)則，特別是為了控制發(fā)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(xiàn)的電力系統(tǒng)運行問題將進一步加劇。

一方面，由于缺乏經(jīng)濟消納渠道而導致的核電調減量預計將持續(xù)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(fā)電設施的調減量也將呈持續(xù)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）。可再生能源的調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(jù)電力市場運行的基本原則，核電應優(yōu)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(xiàn)了若干需加以區(qū)分的技術挑戰(zhàn)。

第一項挑戰(zhàn)在于確保電力系統(tǒng)擁有足夠多的實時平衡“調控手段”：必須保證有足夠規(guī)模的發(fā)電能力可被靈活調節(jié)，以在每一時刻維持發(fā)電與用電之間的平衡，從而避免出現(xiàn)供過于求的局面。應對這一挑戰(zhàn)，需要確保有足夠數(shù)量的發(fā)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(wǎng)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(zhàn)在于確保發(fā)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(jīng)驗表明，當現(xiàn)貨市場價格轉為負值時，可再生能源發(fā)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(zhàn)，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(guī)范發(fā)電出力變化方式，確保市場主體行為與系統(tǒng)物理需求保持一致。

第三項挑戰(zhàn)在于，在發(fā)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(zhàn)，需迅速提升由配電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃方案（SDDR）所識別區(qū)域內的物理調壓能力，并重新審視參與電壓控制的相關規(guī)則及配套補償機制。

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

例如，2025年4月1日當天，面對現(xiàn)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(fā)電在12:45起數(shù)分鐘內集中停機（現(xiàn)貨負電價時段始于13:00）。這一停機規(guī)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常現(xiàn)象；(ii) 但總體同步停機規(guī)模遠超現(xiàn)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(guī)范停機操作方式的必要性。

報告認為，有必要在現(xiàn)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(jié)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(wǎng)的發(fā)電商遵守向RTE提交發(fā)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(jié)機制中具備充足的上調或下調能力。因此，亟需確保發(fā)電商切實履行《能源法》規(guī)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(xiàn)貨價格為負時的停機與重啟過程缺乏充分規(guī)范。“斜率”可能過于陡峭，對歐洲大陸電網(wǎng)頻率造成沖擊，并占用系統(tǒng)備用資源（使其無法用于應對其他突發(fā)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(xiàn)貨價格形成時刻，系統(tǒng)存在發(fā)電過剩。發(fā)電商據(jù)此降低出力本屬合理，但激勵機制需進一步優(yōu)化，以確保停機規(guī)模與實際過剩電量相匹配。當現(xiàn)貨價格處于微弱負值區(qū)間（0至-0.1歐元/兆瓦時）時，如何精準確定停機規(guī)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(jié)機制的范圍；(iii) 更嚴格地規(guī)范停機深度與操作方式；(iv) 確保系統(tǒng)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(jiān)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(guī)模。

例如，CRE已經(jīng)全面重構峰谷電價（HP/HC）機制。改革方案特別規(guī)定：每日仍將保留8小時谷時段，根據(jù)地區(qū)和季節(jié)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(yōu)化電力消費的時間分布，從而有效緩解中午時段發(fā)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(tǒng)中，發(fā)展需求側靈活性和儲能有助于從技術層面優(yōu)化系統(tǒng)運行：通過將用電負荷與可再生能源發(fā)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(fā)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(tǒng)靈活性始終有利于電力系統(tǒng)的運行。

在“快速脫碳”路徑下，發(fā)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(zhàn)。

在“緩慢脫碳”路徑下，電池與需求側靈活性的發(fā)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(xiàn)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(shù)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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