作者 |劉洋?

編輯 |王東

新能源負電價和棄風棄光為什么如此可怕？

新能源負電價是打破認知的存在，電價一路無底線下滑，那種失去控制感讓人無助。棄電讓人看不到裝機增長的意義，中國的新能源裝機注定會越來越多，如果結果是越來越多的棄風棄光，那新能源就向進入了無望的荒原。

負電價和棄風棄光，根本的原因都是消納利用出了問題。

即使是老牌的新能源勁旅德國，也同樣存在負電價和棄風棄光問題。但中國的問題要比歐洲嚴重很多。

華夏能源網（公眾號hxny3060）注意到，在2025中國風能新春茶話會上，中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖表示，2024年，山東省風電光伏全年電量占比13%左右，全年負電價小時數973小時。山東的負電價小時數，竟然是德國的2倍。要知道，德國綠電占比已經接近50%。

新能源裝機上得快，負電價以及棄風、棄光來勢更猛，但是新能源電量占比上不去，中國發展新能源的模式哪里出了問題？

對比中國新能源大省山東和歐洲新能源霸主德國——兩者電力總裝機相類似，新能源在總裝機中的占比也相類似——可以找到一些問題的答案。反思兩者背后的模式之別，對中國走出新能源消納困境有很強的參考意義。

山東德國數據對比揭示很多問題

2024年，歐洲的負電價呈迅速蔓延之勢。歐洲電力行業協會Eurelectic數據顯示，2024年，歐盟負電價共計發生1480次，創歷史紀錄。

其中，英國出現179小時負電價，相較2023年時的106小時增加69%；法國負電價時間為356小時，是2023年144小時的2.47倍；西班牙首次出現負電價，共計時長為247小時。

歐洲負電價，最嚴重的要數德國。據歐洲電力現貨交易所（EPEX SPOT）數據，德國2024年共計出現了468小時負電價，相較2023年的292小時上漲了60%。

轉過身來再看山東。作為電力與新能源“雙料”大省的山東，從出現負電價到趨向嚴重，為時并不長。

山東電力現貨市場在2022年共有176天全天最低電價小于0元/千瓦時，其中共有135天出現-0.08元/千瓦時的最低負電價。

隨著新能源裝機的日益飽和，負電價愈演愈烈。2023年4月29日-5月3日，山東用電負荷下降、日間時段新能源大發，嚴重的供大于求使得電力現貨實時交易累計出現46次負電價。

其中，從5月1日20時至5月2日17時，連續實時現貨出清負電價時段長達22個小時。最低價格出現在5月2日17時，為-0.85元/千瓦時，這相當于發電商要以一度電8毛5分錢的價格付費發電。

2023年，山東的負電價小時數累計接近1000小時?。步入2024年，山東的負電價無改觀，全年負電價小時數仍高達973小時。這一負電價小時數，是德國的整整兩倍。

那么，山東與德國的新能源裝機情況又怎么樣呢？

華夏能源網注意到，截至2024年底，山東風光新能源裝機突破了1億千瓦，煤電裝機容量為10642.6萬千瓦。算上水電等電源，山東的可再生能源裝機已經達到了1.15億千瓦，超過煤電成為第一大電源。

德國2024年電力總裝機容量為26340萬千瓦?。其中，光伏裝機約1億千瓦，占比38%；風電裝機約7200萬千瓦，占比27.5%，風光裝機總占比65.5%。此外，燃氣發電占比12.8%、煤電占比11.8%、水電占比2.1%，生物質和其他可再生能源占比3.8%，其他傳統能源占比4.0%。?

再看電量占比。德國裝機占比65.5%的風光新能源，2024年發電量占比已經接近50%；而山東裝機占比接近50%的風光新能源，2024年發電量占比是13%。也就是說，山東的新能源體量雖大，但是發電量少了太多。

發電量少意味著什么？意味著棄風棄光率太高了。山東的新能源之病，肉眼可見的在加重。其實不獨山東，中國其他新能源大省也都存在著裝機攀升過快、發電量占比卻很低的困境。

數據明明白白，困境如斯，那么，背后原因是什么？提升新能源實際效益的根本出路又在哪里？答案很清楚——消納。

電網調度機制不適應是癥結

說到歐洲新能源，英國和德國兩大新能源強國，消納模式也不盡相同。

英國的新能源，主要是大量的海上風電和陸上風電，無論是英國東部的海風，還是英國北部的海風，都是集中式風電接入電網。這就決定了，英國的電網需要通過集中式的調度手段，來為全國各地提供電力平衡。

德國的情況不同。德國的新能源分布式為主，尤其是分布式光伏，德國計劃到2030年實現光伏裝機2億千瓦以上，屆時將全部淘汰煤電。德國有這樣的雄心和底氣，是因為修煉了很強的消納內功。

德國消納分布式新能源主要采用平衡單元。與星羅棋布的分布式新能源相呼應，德國有2700多個平衡單元，每一個單元的地理范圍放在中國，大致相當于一個區或一個縣。

平衡單元最大的好處，就是它的電力自平衡機制，也叫負平衡機制。德國的新能源以發展分布式為主，大量的分布式光伏裝在一個又一個社區里，每一個社區的新能源首先要原地消納掉，不要隨便推上網，否則就要有額外的調節收費。

德國電力市場與電力調度時序關系（中國電科院）

每個單元負責預測本區域內每天的電量和負荷，如單元內不能平衡，則需要向電力系統買入、賣出電量，并編制計劃上報給電網公司，電網公司根據單元平衡之后的情況制定整個區域的計劃。當預測和實際發生偏差時，平衡單元必須承擔系統的平衡費用。

反觀中國，新能源消納依靠大電網。大電網脫胎于煤電時代，拿手好戲是集中調度，但是很不適應分布式新能源。

傳統電網的工作機理是源隨荷動，火電出力可控性強，可以隨著負荷波動隨時加加減減，電網單靠計劃調度就能輕松實現電力系統的有效運轉。新能源是“靠天吃飯”，高度不可控，發電太多太少皆為難題。更重要的是，分布式新能源要求有分散式的調度平衡機制，大電網不適感與日俱增。

傳統大電網的調度機制下，是高度集中垂直、自上而下的，國調指揮省調，省調指揮市調……這么一脈相承下來，到了區縣這一單位的電網，其實已經沒有什么自主權了，只能是上面給安排什么電就是什么電，區內分布式新能源的自平衡，根本就做不來。這與德國的區域單元平衡是巨大反差。

那么，為了高度適配新能源，尤其是各地星羅棋布的分布式新能源，傳統大電網就需要改革集中調度模式，賦予最底層的電網單元自平衡轄區內分布式新能源的權責。

國家電網、南方電網兩大電網巨無霸，準備好推進這一改革了嗎？

精準出力預測與配建儲能

德國新能源消納得好，除了平衡單元，還有第二張王牌——精準的新能源出力預測以及天氣預報。

風光新能源的出力曲線預測是個大難題，這也催生了德國的新能源出力預測以及天氣預報服務，很多客戶甚至需要精準預測15分鐘內的細微變化。

對比來看，德國的新能源出力曲線預測，誤差能夠控制在5%左右；而中國的新能源出力曲線預測，誤差目前僅能控制在15%左右。這10個點可是了不得，不單影響到新能源電價，更影響到新能源發電量。

由于新能源出力預測精度不夠高，嚴重影響到中國新能源的消納，電網的靈活調度也不可能。

中國工程院院士、南方電網專家委員會名譽主任委員李立浧認為，所謂的風光新能源的隨機性、間歇性、波動性，僅是感性的描述，從技術角度來看可將新能源“三性”歸結為不可預測性。這就意味著，新型電網的柔性智能，首先必須針對新能源實現高精度預測，有了高精度預測，電網才能夠走向“無條件”接納新能源。

中國工程院院士劉吉臻則形象地將新型電網工作機理描述為能量流、數據流、信息流。新型電網要源網荷儲“雙向互動”“多向互動”，核心的就是要實現數據流、信息流和能量流的“同流合屋”，電網要用自身的柔性智能，將來自于源荷儲各方的即時數據流、信息流和能量流融為一體，根據系統數據流、信息流的即時變動，去智能調整電能量流的流動。

可見，新能源出力的精準預測絕對是一門技術活，這方面中國需要追趕的地方還很多。

德國新能源消納得好，還有第三張王牌——儲能的廣泛運用。

來源：華泰睿思

德國沒有足夠的土地空間建設大規模的風光大基地，大部分光伏裝設在居民屋頂上，但光伏上網的價格很低，非常不劃算，所以德國居民大多安裝了家用儲能系統。

儲能在德國能夠發揮最大效益，與其對電價波動的容忍度密切相關。德國的電價價差很大，這為儲能提供了利潤空間。

對此，國家電投集團原董事長錢智民曾分析稱，美國最高的電價到了63元，德國最高的電價達到過22元。中國歷史上電力現貨交易最高的價格是2.3元，很多省份到了1元就要干預。如果中國能夠拉大峰谷電價差，就能有力推動儲能的發展，有力推動綠色低碳產業的發展。

電價價差對發展儲能至關重要。從國內來看，浙江省工商業儲能兩充兩放的效益就很好，這主要是有1.1元的充放電價差。目前，除了中東部一些省份的工商業儲能夠靠充放電價差存活下來，其他類型的儲能效益都不佳。未來，“源網荷儲一體化”模式要想真正跑通，電價改革是必要的。

當然，中國的新能源是在最近4年才剛剛迅猛起勢，2023年新能源發電量占比才首次超過15%的紅線，消納內功還需要很長時間修煉。中國的新能源裝機增長過快，如果任由消納能力原地踏步，大好發展勢頭可能或熄火。借鑒和學習德國等國的新能源消納經驗，極有必要。