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■可再生能源发电逆势上升

欧洲多国用电量出现下降，平均降幅为9%-23%。其中，相较2019年同期（3月30日-4月30日）用电量平均值，意大利降幅最大，下降23%，主要原因是由于占GDP超过2/3的服务业几近停摆。德国降幅最小，为9%，主要原因是部分工厂得以保持开工生产。此外，西班牙下降19%、英国下降18%、比利时下降16%、法国下降15%。

化石燃料发电量下降，可再生能源发电占比逆势上升。由于电力需求下降及市场价格低迷等原因，煤、油、气机组普遍选择降低电力生产甚至关停，以风、光为代表的可再生能源发电在总发电量的占比有所上升。在法国，化石燃料发电占比长时间低于10%。在德国，风电、光伏的发电量占比由2019年的23.6%上升为28.1%，这一现象在用电量相对较小的比利时更为明显，风电、光伏的占比接近翻倍，由2019年12.7%上升为20.4%。

■冬季供电或面临挑战

欧洲电力供应总体可保持平稳运行，禁足令和员工染疫干扰正常工作计划，今年冬季高峰负荷的供电恐面临挑战。由于各国出台防疫措施的影响，加上部分员工出现染疫或出现疑似症状，欧洲各地的电网新建、设备检修维护等正常的工作计划普遍被迫暂停或延后。

同时，从季节特点上看，欧洲各国的电力需求普遍表现为，夏季小负荷、冬季大负荷的特点。各国电力企业存在担忧，如果工作计划无法正常开展和完成，员工无法如期到位，冬季电力需求峰值到来时，将没有足够的备用发电容量以保证电力的安全稳定供应。目前，电力企业较为普遍的做法，是采取分享员工、共用设备、征募已退休人员等方式，以求最大程度减少负面影响。

■电价低迷恐影响绿色转型

欧洲电力市场平均价格普遍腰斩，绿色转型恐受到影响。欧洲电力市场的价格遵从市场化原则，即根据市场的供需关系形成市场价格。发电企业根据自身情况按交易时间段报价，交易所根据供应曲线和需求曲线撮合买卖，形成市场结算价格。

对比2019年同期（3月31日至4月24日）的电力批发市场日前交易价格，从平均值上看，欧洲各国的价格普遍下降。其中，德国下降59%，从39.06欧元/兆瓦时，降为16.16欧元/兆瓦时。法国下降66%，从38.47欧元/兆瓦时，降为13.23欧元/兆瓦时。比利时下降63%，从38.28欧元/兆瓦时，降为14.11欧元/兆瓦时。如果参考国际可再生能源署对欧盟地区的最新评估，新建光伏电站的发电成本约为18-27欧元/兆瓦时，新建风电场的发电成为约为27-37欧每兆瓦时。

可以见到：受疫情影响，当前欧洲电力市场的平均价格普遍低于可再生能源发电的成本，其发电的经济效益和可持续性存疑，对于利用可再生能源发电替代传统化石燃料发电的绿色转型将产生一定影响。

电力市场负电价更为频繁。由于电力无法大量储存，生产和消费需在同一瞬间完成，并且生产端要短时间内大幅降低产量往往代价极大，例如火力发电厂关机重启成本很高并且可能损害设备，风电、光伏自身没有调节产量的能力。这些基本特点导致了，在电力市场交易中，如果某些时刻电力需求量锐减，生产端的发电机组为避免设备损害或者出现违约，将不计一切代价地抛售，从而最终交易价格处于负数状态。此前，欧洲电力市场负电价偶有发生，但由于疫情导致了电力需求下降，可再生能源发电过剩促使负电价频繁上演。对比同期（4月1日至4月26日）的电力批发市场的参考价格ELIX，在2019年有2天出现了负电价，而在2020年有8天出现了负电价，并且在4月13日下午3点至4点期间，价格一度跌到负76.29欧元每兆瓦时（约负0.6元每千瓦时）。