比利時電價飆破每兆瓦時1,038歐元：歐洲熱浪引發的能源危機深度解析

比利時批發電價在2025年6至7月的歐洲熱浪期間，一度飆升至每兆瓦時1,038歐元。這場危機的根源在於典型的供需失衡：極端高溫（歐洲部分地區超過40°C）導致空調用電需求大增，與此同時，熱電廠和核電廠卻因河水溫度過高、冷卻效率下降而被迫降載或停機。歐洲多個其他市場也在此次熱浪中創下多年甚至歷史價格新高。整體來看，這起事件暴露了歐洲電力供應的結構性脆弱性，以及市場在太陽能與電池儲能快速擴張下的轉變，並引發了對極端天氣下熱能發電機組韌性的能源安全疑慮。

為何比利時電價會達到1,038.25歐元/兆瓦時

• 創紀錄的批發價格。在2025年6月下旬的一個星期三，為確保20:45的電力供應，比利時日前批發電價達到每兆瓦時1,038.25歐元，為該國六年來的最高價 。
• 需求激增。歐洲熱浪使得受影響國家的每日電力需求最多上升了14%，主要來自空調和風扇的大量使用 。
• 供給端失靈。極端高溫同時導致熱電廠停機及核電輸出減少（因冷卻水進水溫度超過法規限制或冷卻效率下降）。高溫也削弱了部分地區的水力發電能力 。
• 時間點與太陽能角色。價格在20:45達到高峰，恰好是太陽能發電量在日落後大幅下降的時刻，使得白天太陽能帶來的低價緩衝消失。在白天最熱的時段，太陽能輸出創下紀錄（2025年6月歐盟太陽能發電量達45 TWh），但這股豐沛的電力並未能延續到晚間用電高峰 。

其他創下新紀錄的歐洲市場

• 比利時與荷蘭。2025年7月1日，比利時和荷蘭的每小時電價在20:00達到每兆瓦時517.57歐元，已遠高於正常水準 。
• 法國。法國電價因高溫可能迫使核電廠減產的預警而急遽上漲，導致受影響的歐洲市場出現**超過175%**的價格飆升 。
• 希臘。2025年9月下旬，希臘日前電價在一天內飆升34.5%，平均價格達每兆瓦時141.58歐元，尖峰時段更觸及每兆瓦時425.83歐元，成為近期最劇烈的漲幅之一 。
• 義大利與西班牙。西班牙本土和義大利在熱浪期間，創下了2025年以來的最高每日電力需求紀錄 。
• 整體趨勢。根據Ember、Montel Analytics和AleaSoft的多項分析，2025年6至7月的熱浪導致歐洲多數主要市場的平均每日電價翻倍，部分市場甚至出現2至3倍的漲幅 。

更廣泛的供需因素

因素	詳細說明
天然氣價格高漲	歐洲天然氣儲存在經歷寒冷的2025年第一季度後大幅消耗，導致批發氣價居高不下，推高了天然氣發電廠的邊際成本 。
低風能與水力發電	2025年第一、二季度部分時間風力發電低於季節性正常水準，水力發電量也較前一年減少 。
核能限制	法國核能輸出因高溫相關的減產受到影響；比利時核能輸出也較前一年下滑 。
太陽能蓬勃發展	太陽能裝置容量持續快速增加；2025年6月是歐盟太陽能發電量最高的月份（45 TWh），這顯著壓低了白天的電價，但也無法阻止晚間尖峰價格飆升 。
比利時電網依賴進口	比利時在尖峰時段是電力淨進口國，而國內可調度發電容量（天然氣與核能）持續減少，使其在周邊市場同時面臨壓力時，處境尤為嚴峻 。

市場展望與能源安全疑慮

• 短期展望。歐盟執委會的2025年第一季報告指出，在經歷嚴峻的冬季後，由於再生能源產出增加和天然氣價格下降，春季電價開始趨緩 。2025年第三季則出現負電價時數激增的現象（荷蘭、西班牙、瑞典均超過500小時），這是因為創紀錄的太陽能與風能輸出與疲弱的需求相疊加 。這顯示日內價格差異正在擴大——白天太陽能發電高峰時電價低廉（甚至為負），晚間則極為昂貴。
• 引發的能源安全疑慮。
  • 熱能與核能發電對高溫的脆弱性。此次熱浪暴露了歐洲的熱能發電機組對夏季極端高溫越來越敏感，而這些高溫時段正是電力需求飆升的時刻，極可能導致非計畫性停機 。
  • 對靈活調度資產與儲能的需求。能源智庫與電網運營商（如比利時輸電系統運營商Elia）警告，隨著對天氣依賴性強的再生能源占比提高，若無相應的24/7可調度容量、電池儲能及需量反應的成長，在極端天氣下的晚間價格飆升風險將會加劇 。
  • 跨國電網耦合風險。當比利時、荷蘭、法國和德國同時面臨熱浪壓力時，可供進口的備用容量非常有限，這會導致相互聯結的市場價格同步飆升 。
  • 呼籲政策行動。歐洲議會已質詢歐盟執委會，將如何確保核能與熱電廠在氣溫上升下的韌性，以及電網充裕度評估是否能充分捕捉到複合性的天氣風險 。