西班牙电网瓶颈致光伏弃电量创1.2太瓦时纪录

光伏扩张遭遇电网容量上限

西班牙光伏行业正面临发电能力与电力系统消纳能力之间不断扩大的缺口。据《La Vanguardia》报道，2026年6月弃电量达到创纪录的1.2太瓦时，接近上年同期的6倍、2024年的9倍。大量项目原本以更高电价和更稳定收入为融资基础，如今弃电增加正威胁其经济性。

2026年6月，光伏发电占西班牙全国发电量的29.5%，创历史新高。自2024年以来，西班牙新增光伏装机20吉瓦，《La Vanguardia》将其规模比作新建20座核电站。这轮扩张减少了排放，也有助于降低消费者电费，但在光伏出力高峰时段加剧了电网拥堵。

并网条件已成为主要制约因素之一。行业协会Aelec称，88%的接入节点可用容量不足1兆瓦。即使项目能够并网，日间用电需求不足、储能能力有限，也使电力系统无法消纳或储存全部发电量。

零电价压低光伏收入

《La Vanguardia》援引Aurora Research的数据称，2025年仅因电网限制而无法纳入系统的电量就达到892吉瓦时。Aurora预计，2026年西班牙总发电量的2.5%将被舍弃。光伏供应过剩还迫使发电商以零价甚至负价报价，因为继续运行有时比停机更合算。

据西班牙光伏联盟统计，2025年西班牙批发电力市场出现零价或负价的时间为759小时，2024年全年为696小时。光伏电站获得的平均电价从每兆瓦时42.28欧元降至33.95欧元，降幅为19.7%。对于按较高市场电价设计融资方案的项目，这一下降直接削弱了偿债能力。

与此同时，系统管理成本正在上升。为降低停电风险，电网运营商REE加强系统运行措施，使技术约束和调节服务成本增加49%，达到37.7亿欧元。Abencys合伙人Enrique Calabuig向《La Vanguardia》表示，如果原有的价格、长期购电协议和融资假设无法实现，项目可能需要调整建设计划、重谈还款安排、补充资本或重组运营模式。

投资者提高项目筛选标准

影响程度取决于项目位置和合同结构。埃斯特雷马杜拉和萨拉戈萨是受影响最严重的地区之一，但靠近可用并网点的电站仍可能盈利。项目是否拥有固定价格合同、完整许可和明确的商业运营路径，也会决定其风险水平。

这些差异正在重塑交易市场。Alvarez & Marsal的Spanish Energy Deal Pulse Q1 2026报告显示，光伏项目占西班牙能源交易的比重从2024年的70%降至2025年的52%。投资者越来越偏好已运营或接近投运、并网条件明确，并配有储能、购电协议或其他收入保护机制的资产。西班牙光伏市场仍具投资价值，但并网位置和收入确定性正成为融资与估值的决定性因素。