欧洲电网正在经历一种结构性的尴尬。2026 年第一季度，欧盟 27 国日前电力市场的负电价小时数达到 1223 小时，较 2025 年同期的 593 小时翻了一番。西班牙在 2026 年 4 月录得 138 小时负电价，发电企业需要倒贴钱才能把电送出去。与此同时，到了晚间用电高峰，各国却不得不紧急重启煤电机组来填补缺口。发电侧过剩与用电侧短缺同时存在，中间的瓶颈不在发电能力，而在输送能力。

欧洲电网的传输瓶颈首先是一个物理问题。欧洲同步电网目前的主力输电电压等级为 380 千伏交流电。按照电学基本定律，输电发热损耗与电流的平方成正比。要把数吉瓦的电力送到一千公里之外，传统交流电网的损耗率会超过 30%。德国北部风电资源丰富，南部工业区用电量大，但南北之间的输电走廊长期不足。德国联邦网络局的文件明确承认，从北到南的长距离输电线上存在显著的无功功率损耗。结果是北海风电大发时，过剩电力顺着电阻最小的路径涌入波兰和捷克电网，导致邻国电网频率波动。

这个物理约束并非不可突破。突破的方向是直流输电，尤其是特高压直流。

中国在这条技术路线上的工程验证已经形成体系。昌吉换流站每天接收 2 亿度电，将其转化为 ± 1100 千伏直流电，0.01 秒抵达 3293 公里外的华东电网，全过程损耗控制在 5% 以下。± 800 千伏及以上特高压直流线路的输电效率超过 93%，每千公里损耗约 1.5%。准东—皖南工程线路全长 3324 公里，工程投资 407 亿元，是目前世界上电压等级最高、输送容量最大、输送距离最长的特高压直流工程。

这里需要指出一个容易被忽略的技术节点。特高压直流的核心设备是换流阀和高压 IGBT 模块。2025 年 12 月，许继电气成功研制世界首套 ± 800 千伏 /8 吉瓦特高压柔性直流换流阀，首次采用 4.5 千伏 /5 千安级大功率 IGBT 器件，将应用于甘肃至浙江的特高压柔性直流工程。国电南瑞已明确表示，换流阀、IGBT 等核心部件具备全国产化能力。这意味着中国在这条技术路线上不仅完成了工程验证，还实现了核心器件的自主可控。

回到欧洲。欧洲并非没有柔直技术。事实上，欧洲在柔性直流输电的工程经验上起步更早，已建成数十条不同技术路线的柔直工程，海上风电柔直送出是当前最重要的应用场景。欧洲在建的 LanWin 2 吉瓦海上风电送出工程造价约 146 亿元，而国内同等规模工程造价约 70 亿元。成本差异背后是产业链完整度的差异，不是技术原理的差异。

真正的问题出在制度层面。欧洲由数十家私营或半私营电网公司分治，跨国输电项目的协调成本极高。欧盟要求输电系统运营商在 2025 年底前将至少 70% 的互联容量用于跨境交易，但 2024 年的实际平均可用比例仅为 54%。ACER 的监测数据显示，超过 60% 的大型输电项目出现延期，持续存在的环流问题扭曲了跨境容量分配。欧盟委员会估算，仅到 2030 年，欧洲电网建设就需要累计投资约 5840 亿欧元，到 2040 年输电网投资需求为 4770 亿欧元。但可再生能源投资自 2010 年以来几乎翻了一番，电网投资却长期停滞在每年约 3000 亿美元的水平。

这里出现了一个结构性的不匹配。欧洲的电力市场已经高度自由化，发电侧由市场信号驱动，可再生能源装机增长迅速。但电网作为具有自然垄断属性的基础设施，其投资决策受到各国监管框架、财政能力和政治周期的多重约束。2025 年 4 月西班牙和葡萄牙的大规模停电事故暴露了这种不匹配的后果：即便可再生能源装机充足，电网无法灵活消纳，能源安全就无从谈起。

中国的电力体制走了另一条路径。国家电网和南方电网作为主导性的电网运营主体，在跨区域输电规划的制定和执行上具有更强的统筹能力。" 十四五 " 期间，中国特高压直流线路长度从 2.8 万公里增至 4 万公里以上，全国 " 西电东送 " 输电能力从 2.7 亿千瓦提升至约 3.4 亿千瓦。这种统筹能力使得技术方案的落地不受制于跨境协调和私营电网公司的利益博弈。

但这不意味着中国的模式可以被简单复制。欧洲的电力市场化改革有其历史逻辑，跨国协调机制也有其制度惯性。对于关注能源安全和中欧技术竞争的研究者而言，更值得追踪的指标不是装机容量，而是电网投资的执行率和输电走廊的建成率。德国计划在 2037 年前新建和改造 2.6 至 2.9 万公里电网，总投资约 2330 至 2596 亿欧元，年均投资需比 2024 年提升 25% 至 34%。这个执行节奏能否匹配可再生能源装机的增长速度，将决定欧洲负电价现象是短期阵痛还是长期结构性问题。

能源转型的下半场，比拼的不是谁的风光装机更多，而是谁的电从西部送到东部时漏得更少。