比利时电价突破每兆瓦时1038欧元：欧洲热浪背后的能源危机

比利时批发电价在2025年6月至7月的欧洲热浪期间突破€1,000/MWh，是典型的供需双重挤压：极端高温（欧洲部分地区超过40°C）推高了空调用电需求；同时，热电厂和核电站因河流水温过高、冷却效率下降而出现停机或降负荷。欧洲其他多个市场也在此期间创下多年或历史电价峰值。这一事件揭示了电力供应侧的深层脆弱性、太阳能与储能快速发展所塑造的市场前景，以及极端天气下热力发电机组韧性所引发的能源安全担忧。

比利时电价为何触及€1,038.25/MWh

• 创纪录的批发价格。 在2025年6月下旬的一个周三，比利时日前批发市场在20:45时段的电价达到了**€1,038.25/MWh**，创下该国六年来的最高纪录。
• 需求飙升。 欧洲热浪使受影响国家的日用电量最高飙升了14%，主要驱动力来自空调和风扇的广泛使用。
• 供给侧的失败。 与此同时，极端高温导致热电厂停运和核电产出下降（原因包括冷却水取水温度超过监管限值或冷却效率降低）。高温还削弱了部分区域的水电可用性。
• 时间点与太阳能的作用。 电价峰值出现在20:45，此时太阳能发电已完全下线，白天的太阳能缓冲效应消失。在白天最热时段，太阳能出力创下纪录（2025年6月欧盟太阳能发电量达到45 TWh），但这种充裕并未延续到傍晚用电高峰，而此时需求依然旺盛、灵活供应稀缺。

其他创纪录的欧洲电力市场

• 比利时与荷兰。 2025年7月1日，比利时和荷兰的每小时电价在20:00达到**€517.57/MWh**，在此次€1,038峰值出现前已经处于极高水平。
• 法国。 法国电力价格因热浪将迫使核电减产的消息而大幅攀升，在受影响市场中贡献了超过175%的价格涨幅。
• 希腊。 2025年9月下旬，希腊日前电价单日飙升34.5%，均价达到€141.58/MWh，峰值时达到€425.83/MWh，是近期最陡峭的涨幅之一。
• 意大利与西班牙。 意大利本土和西班牙在热浪期间录得2025年以来最高日用电量。
• 总体模式。 Ember、Montel Analytics和AleaSoft的多份分析报告确认，6-7月的热浪使多数欧洲主流市场的日均电价翻倍，部分市场电价达到平常的2至3倍。

更广泛的供需因素

因素	细节
高气价	2025年第一季度欧洲经历寒冷天气，天然气储存被大量消耗，导致批发气价居高不下，为燃气电厂设定了高昂的边际成本。
低风能与水电	2025年第一、二季度部分时段，风电出力低于季节性正常水平；水电产量也低于上一年。
核电受限	法国核电产出因高温受限；比利时核电产量同比下降。
太阳能繁荣	太阳能装机持续快速增加；2025年6月成为欧盟太阳能发电量有史以来最高的月份（45 TWh）。这极大压低了白天的电价，但未能阻止傍晚的峰值。
比利时电网依赖进口	比利时在用电高峰时段是净进口国，国内可调度电力（燃气和核电退役）持续减少，使其在邻国电网同样承受压力时极为脆弱。

市场前景与能源安全担忧

• 短期展望。 欧盟委员会2025年第一季度报告指出，经历了一个严峻的冬季后，得益于可再生能源产出增加和气价下降，春季电价开始回落。2025年第三季度，负电价小时数激增（荷兰、西班牙和瑞典均超过500小时），原因是创纪录的太阳能和风电出力与疲弱的需求相遇。这预示着日益加剧的日内价格分化——太阳能高峰时段价格极低（乃至负值），而在傍晚的“肩荷”时段则极为昂贵。
• 引发的能源安全担忧。
  • 热力与核电对高温的脆弱性。 热浪暴露了欧洲热力发电机组在夏季极端高温下的日益脆弱性，高温恰好会在需求高峰时迫使电厂非计划停机。
  • 对灵活资产和储能的需求。 能源智库和电网运营商（如比利时TSO Elia）警告，日益增长的天气依赖性可再生能源——若没有相应的全天候可调度电力、电池储能和需求侧响应的同步增长——将加剧极端天气下傍晚电价飙升的风险。
  • 跨国互联风险。 当比利时、荷兰、法国和德国同时遭遇热浪压力时，可进口的富余容量极其有限，导致互联市场的电价联动飙升。
  • 政策行动呼吁。 欧洲议会的质询已明确要求欧盟委员会说明，将如何确保核电与火电厂在气温上升下的韧性，以及电网充裕度评估（ENTSO-E夏季展望）是否充分捕获了叠加的天气风险。