从负电价说起：谈谈德国新能源消纳的借鉴意义
来源: 国际电力网
目前，随着大规模可再生能源的开发使用，如何将这些发电更灵活地并入电网并减少对电网稳定性的冲击，如何更加有效地利用可再生能源发电，成为世界各国研究的课题。德国的新能源发电消纳比例相当高，其在政策支撑、管理模式、技术创新等方面对新能源发电采取的措施，值得电力同行借鉴。
本图展示了德国最适合需求侧响应的工业用电大户的潜力，包括制铝、制氯、造纸、钢铁、水供应和水泥产业
欧洲新能源负电价是怎么形成的?
与传统燃料相比，可再生能源的优势除了环保，还有一个重要的因素——成本接近零。传统的电源边际成本主要是燃料成本，可再生能源发电的燃料成本却为零，其边际成本也接近零，因此在完全市场竞价的机制下是最优先上网的电源，这种优势在里夫金的《零边际成本社会》和国家电网公司董事长刘振亚的《全球能源互联网》中都有介绍。
其他电源边际成本从低到高依次为核电、煤电、气电，这也是各类电源竞价上网顺序。如果可再生能源能够满足或超过用电负荷，而系统中又出现大量瓶颈，电力市场将出现零电价或负电价。当可再生能源进入市场后，电力批发价格会出现下跌。一种特殊的情况是，当可再生能源发电量本身就满足用电负荷时，批发电价就是零。
引入这一机制是欧洲电力市场发展的一个趋势，2007~2012年，诸多欧洲国家的电力市场规则中允许出现负电价，包括加入欧洲电力日前交易市场EPEX的四个国家(法国、德国、奥地利、瑞士)以及北欧、比利时和荷兰，其他电力市场仍不允许批发电价跌至零以下。
近年来，新能源装机在中国快速增长，2015年，在直购和发电权交易等政策已有所实施的情况下，中国的新能源企业将区域标杆电价全部让出，发出零电价信号，仅得国家补贴，为了获得部分发电权。拿到国家补贴的新能源在电价让利，形成了重新补贴污染企业、高耗能的怪圈。这与当年欧洲的负电价的意义不同，欧洲的负电价/零电价为日前市场，作为市场定价，是发电设备商的被动行为;而中国的零电价是发生在中长期交易中，是发电设备商的主动行为。由此看来，中国对新能源消纳技术创新更加迫切，亟待解决的政策与管理问题也很明显。
中德新能源发展情况对比
德国水电协会(BDEW)公布的数据显示，2015年德国电力净过剩量同比升高47%，达到502亿千瓦时，德国2015年能源消耗总量同比增长了1.3%。这与气温变低、经济形势转好和包括移民在内的100万新增人口有关。另外，由于能源使用效率的提高和清洁能源的发展，2015年德国碳排放比去年又减少了11%。截至2015年年底，德国全境装机容量近2亿千瓦，风电与光伏总装机为8500万千瓦，但德国的弃风弃光率不超过1%，在较高新能源装机前提下仍可以达到如此高的消纳率。
根据国家能源局数据显示，截至2015年年底中国电力总装机容量近15亿千瓦，风电累计并网装机1.29亿千瓦，全国光伏发电累计装机量达到4300万千瓦，超越德国成为全球光伏累计装机量最大的国家。而全国总体弃风弃光率超过10%，个别地区更加极端，并且火电机组全年平均发电小时数持续下降。
