一
惊魂时刻
2025年，负责法国高压输电网络的RTE公司曾两度经历惊魂时刻——分别发生在4月1日和10月23日。这两天，法国的太阳能及风能发电量均出现急剧下滑。
据RTE于12月9日发布的《2025年预测报告（2025-2035年）》报告披露： 4月1日中午12点45分起，“短短几分钟内，10吉瓦的可再生能源发电被切断”，相当于十座核反应堆的发电能力。
而10月23日，类似情况再次发生，损失达8吉瓦。
这一幕不由让人立刻联想到4月28日西班牙遭遇的大规模停电事件。当天中午，西班牙电网瞬间损失了15吉瓦电力，占全国用电需求的60%，导致全国性电网崩溃，停电持续了约12小时。
不过，RTE强调，法国的情况与西班牙有本质区别，两国事故的成因并不相同。
那么，法国到底发生了什么？
4月1日13点15分，法国总发电量（超60吉瓦）远高于国内用电需求（约51吉瓦）。电力交易所的批发电价一度跌至-0.01欧元/兆瓦时，这是对电力供应过剩的直接反应。
此时，正值晴朗正午光照最强，光伏电站满负荷运行时，大量法国光伏电站却因“现货市场价格发出负电价信号”而突然主动停机。
问题的核心在于法国有一类特殊机制下的可再生能源电站——即享受“差价补贴”的项目（共14吉瓦装机容量）。法国政府会为其补足市场电价与合同保证电价之间的差额，但前提是市场电价不得为负。一旦电价转负，这些电站便无法获得任何补偿。因此，在负电价即将出现时，这类机组往往选择主动停机。
10吉瓦的骤然损失迫使RTE采取紧急措施：不仅要补偿超出系统实际需求（约2吉瓦）的缺口，还需应对瞬时频率偏差达-70毫赫兹（mHz）（欧洲标准为50赫兹）。
为此，RTE紧急动用其自有资金，调用了法国及欧洲境内总计3吉瓦的备用发电能力，并减少了法国水电站的抽水蓄能运行。
二
“大发小用”带来全新压力
近年来，法国的可再生能源迅猛发展。其中，太阳能发电装机容量正以每年约4至5吉瓦的速度增长，陆上风电则以每年约1吉瓦的速度发展；海上风电也在持续推进，其中圣布里厄和费康两个海上风电场已于2024年5月投入运营，每个装机容量接近500兆瓦。总体而言，法国近年来可再生能源年均可发电量的增长速度已达到约9太瓦时/年，而2010年代初期这一增速仅为约3太瓦时/年。
在经济层面，电力系统的基本面导致法国负电价时段明显增加，2025年1月至10月已累计达493小时，2 024年为361小时，而2023年仅为147小时。
这已经促使法国的电力系统进入新的运行模式。
从技术层面看，2024年法国可再生能源发电的调节（弃电或限电）规模迅速增加，到2025年已达到约3太瓦时。此外，核电站在2024年也因缺乏经济可行的消纳渠道而加大了出力调节（调减发电量约12太瓦时）。此前，除2020年因多次封控措施导致需求骤降外，此类因市场消纳不足而进行的调节一直较为罕见。
在某些时段，当发电量远超用电需求时，法国输电系统运营商（RTE）面临极为特殊的运行状况。例如：
·可再生能源停机的动态特性：在电价略微转为负值时，大量可再生能源电站同步停机，有时停机容量可达10吉瓦左右；
·调整机制中缺乏足够的下调能力：在某些时段，RTE不得不下令削减风电和光伏出力，以实时维持电力系统的平衡——这一做法如今已获得《能源法典》的授权；
·电网电压水平升高：在2023年和2024年春季用电低谷期间，RTE曾要求保留一定的调节能力，以控制电网电压。
因此，除了确保电源装机容量充足、具备足够的灵活性以保障传统用电高峰期间的供应安全外，同样至关重要的是，必须拥有足够的手段来应对高发电、低用电时段的供需平衡与电网稳定问题。
三
“低谷期”管理成主要挑战
RTE的报告认为，用电“低谷期”管理已成为电力系统运行的主要挑战，亟需调整实时管理工具与规则，特别是为了控制发电量的急剧波动。
报告的短期（至2027年）预测情况表明，过去两年（尤其是在用电“低谷期”）出现的电力系统运行问题将进一步加剧。
一方面，由于缺乏经济消纳渠道而导致的核电调减量预计将持续增加，到2027年将达到约20至30太瓦时（TWh）（相比之下，2023年之前不足4 TWh，2024年约为12 TWh）。这一水平已接近2020年或2024年的核电总调减量。
另一方面，可再生能源发电设施的调减量也将呈持续上升趋势（平均从3 TWh增至8 TWh，具体取决于核电调峰能力；2024年为1.7 TWh）。可再生能源的调减仍将主要集中于剩余负荷较低的月份（尤其是春季和夏季）。理论上，可再生能源的调减量仍将低于核电调减量，因为核电的边际成本高于可再生能源，根据电力市场运行的基本原则，核电应优先于可再生能源进行调减。
四
供需两侧都应调控
《2025年预测报告》对剩余负荷“低谷期”的管理进行了深入分析， 认为“低谷”情形已日益频繁，需引起高度关注。这些情形实际上集中体现了若干需加以区分的技术挑战。
第一项挑战在于确保电力系统拥有足够多的实时平衡“调控手段”：必须保证有足够规模的发电能力可被灵活调节，以在每一时刻维持发电与用电之间的平衡，从而避免出现供过于求的局面。应对这一挑战，需要确保有足够数量的发电设施能在必要时降低出力；电力市场需向市场主体传递准确的价格信号；同时，电网运营商需配备与其职责相匹配的实时平衡调控工具。
第二项挑战在于确保发电波动处于可控范围内，并提升其可预测性。过去几个月的经验表明，当现货市场价格转为负值时，可再生能源发电设施往往高度同步地停机。这一问题尤其值得警惕，因为停机与重启计划的信息通常未及时传达给RTE。应对该挑战，需强化调度计划机制（提高计划可靠性并增加更新频率），以便提前预判此类停机及其运行影响；同时，需规范发电出力变化方式，确保市场主体行为与系统物理需求保持一致。
第三项挑战在于，在发电充裕时期需特别关注电压控制（即“电压曲线”管理）。应对该挑战，需迅速提升由配电网发展规划方案（SDDR）所识别区域内的物理调压能力，并重新审视参与电压控制的相关规则及配套补偿机制。
报告认为，在上述各项挑战中，短期内最紧迫的问题是改善发电停机管理，以限制其对系统电气参数（尤其是频率）的影响。
例如，2025年4月1日当天，面对现货市场价格轻微负值（-0.01至-0.07欧元/兆瓦时），约10吉瓦的可再生能源发电在12:45起数分钟内集中停机（现货负电价时段始于13:00）。这一停机规模远超欧洲一次调频备用容量（全欧合同备用容量仅3吉瓦）所能吸收的功率波动范围。
对该事件的分析表明：(i) 部分可再生能源停机属正常现象；(ii) 但总体同步停机规模远超现货市场信号所对应的合理水平；(iii) 停机行为未在市场主体前一日提交给RTE的次日调度计划中申报（计划申报停机容量不足1吉瓦）；(iv) 停机“斜率”（即出力下降速率）过于陡峭，凸显了规范停机操作方式的必要性。
报告认为，有必要在现行框架基础上，进一步深化可再生能源对市场信号的响应机制及其参与平衡调节的方式，重点关注以下三个维度：
·停机可预测性：目前，仅有6%接入配电网的发电商遵守向RTE提交发电计划的法定义务。这意味着约40吉瓦装机容量未履行调度计划申报义务，导致运行调度难以提前预判，也无法确保调节机制中具备充足的上调或下调能力。因此，亟需确保发电商切实履行《能源法》规定的调度计划申报义务。
·停机与重启的操作方式（即“爬坡率”）：当前，可再生能源在现货价格为负时的停机与重启过程缺乏充分规范。“斜率”可能过于陡峭，对欧洲大陆电网频率造成冲击，并占用系统备用资源（使其无法用于应对其他突发扰动）。因此，有必要对停机操作方式施加更严格的约束。
·停机深度：在现货价格形成时刻，系统存在发电过剩。发电商据此降低出力本属合理，但激励机制需进一步优化，以确保停机规模与实际过剩电量相匹配。当现货价格处于微弱负值区间（0至-0.1欧元/兆瓦时）时，如何精准确定停机规模尤为关键。
报告提出以下解决方案(i) 强化调度计划制度的约束力；(ii) 扩大可再生能源（包括10兆瓦以下设施）参与平衡调节机制的范围；(iii) 更严格地规范停机深度与操作方式；(iv) 确保系统备用容量配置与市场运行机制相适应，并控制其成本。
从技术角度看，上述措施可迅速落地。RTE可在获得国家主管部门及能源监管委员会（CRE）批准后，自2026年起逐步实施。
此外，还可采取措施调整用电时段，减少需调减的可再生能源与核电出力规模。
例如，CRE已经全面重构峰谷电价（HP/HC）机制。改革方案特别规定：每日仍将保留8小时谷时段，根据地区和季节差异，允许在中午时段额外增设最多3小时谷时段。这一调整有望优化电力消费的时间分布，从而有效缓解中午时段发电过剩问题。
五
储能未来大有可为
报告认为，在能源转型中的电力系统中，发展需求侧灵活性和储能有助于从技术层面优化系统运行：通过将用电负荷与可再生能源发电（尤其是中午光伏出力高峰）相匹配，可显著减少中午时段可再生能源电站所需进行的出力下调幅度。此外，这种发展还能平抑早晚用电高峰，从而降低这些时段对可控电源容量的需求，这在深度电气化情景中尤为关键。
报告认为，无论采用何种电力消费演变路径，提升系统灵活性始终有利于电力系统的运行。
在“快速脱碳”路径下，发展需求侧灵活性和储能）能够高效应对日内尺度上电力供需匹配的挑战。
在“缓慢脱碳”路径下，电池与需求侧灵活性的发展对“低谷期”的管理具有显著影响。具体而言，在部署5至10吉瓦电池或实现高程度需求侧灵活性的情景中，可将需要弃风弃光 的小时数减少30%至60%，并将全年最“深”的100个低谷小时内可再生能源出力下调幅度降低10%至30%。
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