文 | 华夏能源网
新能源负电价和弃风弃光为什么如此可怕？
新能源负电价是打破认知的存在，电价一路无底线下滑，那种失去控制感让人无助。弃电让人看不到装机增长的意义，中国的新能源装机注定会越来越多，如果结果是越来越多的弃风弃光，那新能源就向进入了无望的荒原。
负电价和弃风弃光，根本的原因都是消纳利用出了问题。
即使是老牌的新能源劲旅德国，也同样存在负电价和弃风弃光问题。但中国的问题要比欧洲严重很多。
华夏能源网 （公众号 hxny3060） 注意到，在 2025 中国风能新春茶话会上，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示，2024 年，山东省风电光伏全年电量占比 13% 左右，全年负电价小时数 973 小时。山东的负电价小时数，竟然是德国的 2 倍。要知道，德国绿电占比已经接近 50%。
新能源装机上得快，负电价以及弃风、弃光来势更猛，但是新能源电量占比上不去，中国发展新能源的模式哪里出了问题？
对比中国新能源大省山东和欧洲新能源霸主德国——两者电力总装机相类似，新能源在总装机中的占比也相类似——可以找到一些问题的答案。反思两者背后的模式之别，对中国走出新能源消纳困境有很强的参考意义。
山东德国数据对比揭示很多问题
2024 年，欧洲的负电价呈迅速蔓延之势。欧洲电力行业协会 Eurelectic 数据显示，2024 年，欧盟负电价共计发生 1480 次，创历史纪录。
其中，英国出现 179 小时负电价，相较 2023 年时的 106 小时增加 69%；法国负电价时间为 356 小时，是 2023 年 144 小时的 2.47 倍；西班牙首次出现负电价，共计时长为 247 小时。
欧洲负电价，最严重的要数德国。据欧洲电力现货交易所 （EPEX SPOT） 数据，德国 2024 年共计出现了 468 小时负电价，相较 2023 年的 292 小时上涨了 60%。
转过身来再看山东。作为电力与新能源 「双料」 大省的山东，从出现负电价到趋向严重，为时并不长。
山东电力现货市场在 2022 年共有 176 天全天最低电价小于 0 元/千瓦时，其中共有 135 天出现-0.08 元/千瓦时的最低负电价。
随着新能源装机的日益饱和，负电价愈演愈烈。2023 年 4 月 29 日-5 月 3 日，山东用电负荷下降、日间时段新能源大发，严重的供大于求使得电力现货实时交易累计出现 46 次负电价。
其中，从 5 月 1 日 20 时至 5 月 2 日 17 时，连续实时现货出清负电价时段长达 22 个小时。最低价格出现在 5 月 2 日 17 时，为-0.85 元/千瓦时，这相当于发电商要以一度电 8 毛 5 分钱的价格付费发电。
2023 年，山东的负电价小时数累计接近 1000 小时。步入 2024 年，山东的负电价无改观，全年负电价小时数仍高达 973 小时。这一负电价小时数，是德国的整整两倍。
那么，山东与德国的新能源装机情况又怎么样呢？
华夏能源网注意到，截至 2024 年底，山东风光新能源装机突破了 1 亿千瓦，煤电装机容量为 10642.6 万千瓦。算上水电等电源，山东的可再生能源装机已经达到了 1.15 亿千瓦，超过煤电成为第一大电源。
德国 2024 年电力总装机容量为 26340 万千瓦。其中，光伏装机约 1 亿千瓦，占比 38%；风电装机约 7200 万千瓦，占比 27.5%，风光装机总占比 65.5%。此外，燃气发电占比 12.8%、煤电占比 11.8%、水电占比 2.1%，生物质和其他可再生能源占比 3.8%，其他传统能源占比 4.0%。
再看电量占比。德国装机占比 65.5% 的风光新能源，2024 年发电量占比已经接近 50%；而山东装机占比接近 50% 的风光新能源，2024 年发电量占比是 13%。也就是说，山东的新能源体量虽大，但是发电量少了太多。
发电量少意味着什么？意味着弃风弃光率太高了。山东的新能源之病，肉眼可见的在加重。其实不独山东，中国其他新能源大省也都存在着装机攀升过快、发电量占比却很低的困境。
数据明明白白，困境如斯，那么，背后原因是什么？提升新能源实际效益的根本出路又在哪里？答案很清楚——消纳。
电网调度机制不适应是症结
说到欧洲新能源，英国和德国两大新能源强国，消纳模式也不尽相同。
英国的新能源，主要是大量的海上风电和陆上风电，无论是英国东部的海风，还是英国北部的海风，都是集中式风电接入电网。这就决定了，英国的电网需要通过集中式的调度手段，来为全国各地提供电力平衡。
德国的情况不同。德国的新能源分布式为主，尤其是分布式光伏，德国计划到 2030 年实现光伏装机 2 亿千瓦以上，届时将全部淘汰煤电。德国有这样的雄心和底气，是因为修炼了很强的消纳内功。
德国消纳分布式新能源主要采用平衡单元。与星罗棋布的分布式新能源相呼应，德国有 2700 多个平衡单元，每一个单元的地理范围放在中国，大致相当于一个区或一个县。
平衡单元最大的好处，就是它的电力自平衡机制，也叫负平衡机制。德国的新能源以发展分布式为主，大量的分布式光伏装在一个又一个社区里，每一个社区的新能源首先要原地消纳掉，不要随便推上网，否则就要有额外的调节收费。
德国电力市场与电力调度时序关系 （中国电科院）
每个单元负责预测本区域内每天的电量和负荷，如单元内不能平衡，则需要向电力系统买入、卖出电量，并编制计划上报给电网公司，电网公司根据单元平衡之后的情况制定整个区域的计划。当预测和实际发生偏差时，平衡单元必须承担系统的平衡费用。
反观中国，新能源消纳依靠大电网。大电网脱胎于煤电时代，拿手好戏是集中调度，但是很不适应分布式新能源。
传统电网的工作机理是源随荷动，火电出力可控性强，可以随着负荷波动随时加加减减，电网单靠计划调度就能轻松实现电力系统的有效运转。新能源是 「靠天吃饭」，高度不可控，发电太多太少皆为难题。更重要的是，分布式新能源要求有分散式的调度平衡机制，大电网不适感与日俱增。
传统大电网的调度机制下，是高度集中垂直、自上而下的，国调指挥省调，省调指挥市调……这么一脉相承下来，到了区县这一单位的电网，其实已经没有什么自主权了，只能是上面给安排什么电就是什么电，区内分布式新能源的自平衡，根本就做不来。这与德国的区域单元平衡是巨大反差。
那么，为了高度适配新能源，尤其是各地星罗棋布的分布式新能源，传统大电网就需要改革集中调度模式，赋予最底层的电网单元自平衡辖区内分布式新能源的权责。
国家电网、南方电网两大电网巨无霸，准备好推进这一改革了吗？
精准出力预测与配建储能
德国新能源消纳得好，除了平衡单元，还有第二张王牌——精准的新能源出力预测以及天气预报。
风光新能源的出力曲线预测是个大难题，这也催生了德国的新能源出力预测以及天气预报服务，很多客户甚至需要精准预测 15 分钟内的细微变化。
对比来看，德国的新能源出力曲线预测，误差能够控制在 5% 左右；而中国的新能源出力曲线预测，误差目前仅能控制在 15% 左右。这 10 个点可是了不得，不单影响到新能源电价，更影响到新能源发电量。
由于新能源出力预测精度不够高，严重影响到中国新能源的消纳，电网的灵活调度也不可能。
中国工程院院士、南方电网专家委员会名誉主任委员李立浧认为，所谓的风光新能源的随机性、间歇性、波动性，仅是感性的描述，从技术角度来看可将新能源 「三性」 归结为不可预测性。这就意味着，新型电网的柔性智能，首先必须针对新能源实现高精度预测，有了高精度预测，电网才能够走向 「无条件」 接纳新能源。
中国工程院院士刘吉臻则形象地将新型电网工作机理描述为能量流、数据流、信息流。新型电网要源网荷储 「双向互动」「多向互动」，核心的就是要实现数据流、信息流和能量流的 「同流合屋」，电网要用自身的柔性智能，将来自于源荷储各方的即时数据流、信息流和能量流融为一体，根据系统数据流、信息流的即时变动，去智能调整电能量流的流动。
可见，新能源出力的精准预测绝对是一门技术活，这方面中国需要追赶的地方还很多。
德国新能源消纳得好，还有第三张王牌——储能的广泛运用。
来源：华泰睿思
德国没有足够的土地空间建设大规模的风光大基地，大部分光伏装设在居民屋顶上，但光伏上网的价格很低，非常不划算，所以德国居民大多安装了家用储能系统。
储能在德国能够发挥最大效益，与其对电价波动的容忍度密切相关。德国的电价价差很大，这为储能提供了利润空间。
对此，国家电投集团原董事长钱智民曾分析称，美国最高的电价到了 63 元，德国最高的电价达到过 22 元。中国历史上电力现货交易最高的价格是 2.3 元，很多省份到了 1 元就要干预。如果中国能够拉大峰谷电价差，就能有力推动储能的发展，有力推动绿色低碳产业的发展。
电价价差对发展储能至关重要。从国内来看，浙江省工商业储能两充两放的效益就很好，这主要是有 1.1 元的充放电价差。目前，除了中东部一些省份的工商业储能够靠充放电价差存活下来，其他类型的储能效益都不佳。未来，「源网荷储一体化」 模式要想真正跑通，电价改革是必要的。
当然，中国的新能源是在最近 4 年才刚刚迅猛起势，2023 年新能源发电量占比才首次超过 15% 的红线，消纳内功还需要很长时间修炼。中国的新能源装机增长过快，如果任由消纳能力原地踏步，大好发展势头可能或熄火。借鉴和学习德国等国的新能源消纳经验，极有必要。
