2017年4月30日,德國創(chuàng)下本國利用可再生能源新紀錄——當天有85%的電力消費來自包括風電、太陽能發(fā)電、生物質能發(fā)電和水電等在內的可再生能源。記錄顯示，4月30日當地時間12時，太陽能發(fā)電、風電、生物質發(fā)電、水電、儲能等可再生能源出力達到5573萬千瓦，占當時用電負荷(5820萬千瓦)的95.76%，相當于全德國用電基本上全部由可再生能源提供。

德國實現新能源的最大化消納，主要取決于靈活的電力現貨市場機制、強有力的電源調節(jié)能力、堅強的跨國輸電網絡和先進的新能源調度運行技術。

電力現貨市場的電價機制

德國建立了新能源市場競價和政府補貼相結合的市場化消納機制。電力市場實際是邊際成本的競爭，新能源由于其發(fā)電邊際成本低，在市場競爭中具有絕對優(yōu)勢，新能源參與市場可以實現優(yōu)先發(fā)電。由于風電、光伏發(fā)電功率一般只能天前預測，即當天預測次日的發(fā)電曲線，因此國外新能源發(fā)達國家通常采用日前、日內電力現貨市場消納新能源。新能源按照0電價參與競價(不足部分由政府補貼)，以保障優(yōu)先上網。當新能源出力高時，電力市場的出清電價下降，甚至出現負電價，受電價影響，水電、火電、燃油燃氣發(fā)電等盡可能降低出力;當新能源出力低時，電力市場出清價大幅上漲，刺激各類靈活電源盡最大能力發(fā)出電力。

同樣以德國2017年4月25～30日為例，風電、光伏發(fā)電大發(fā)時電價降低，電力市場日前風電、光伏發(fā)電低出力時電價升高，日前市場最高出清電價發(fā)生在4月26日8:00，電價為0.053歐元(0.41元人民幣)/千瓦時，日前市場最低電價發(fā)生在4月30日14:00，電價為-0.075歐元(-0.57元人民幣)/千瓦時。由于新能源出力的不確定性，日內實時電價甚至低至-0.111歐元(-0.85元人民幣)/千瓦時，相當于發(fā)電場每發(fā)1千瓦時電，還需要向用戶支付0.85元人民幣。受日前、日內電力現貨市場價格機制刺激，德國常規(guī)電源均有非常大的意愿進行靈活性改造，以便在電價低時盡量減小出力，電價高時盡快增加出力。

雖然在新能源迅猛發(fā)展的同時，德國電力市場出清電價穩(wěn)中有降，但終端銷售電價持續(xù)上漲。由于新能源發(fā)電的綜合成本高，發(fā)展新能源勢必帶來整體發(fā)電成本的上漲，最終體現在終端銷售電價中。德國銷售電價中可再生能源分攤費持續(xù)上漲，以居民電價為例，可再生能源分攤費從2004年的0.0051歐元(0.039元人民幣)/千瓦時上漲到2016年的0.06354歐元(0.486元人民幣)/千瓦時，占居民電價的比重達到21.2%，同時居民電價上漲了60%。

靈活的常規(guī)機組調節(jié)性能

德國靈活調節(jié)電源與新能源的比例并不是很高，但常規(guī)煤電調節(jié)能力極強。

以2017年4月25～30日為例，德國太陽能發(fā)電、風電出力大時，抽水蓄能、燃氣發(fā)電、褐煤發(fā)電、硬煤發(fā)電甚至核電均參與調節(jié)。其中4月30日燃氣發(fā)電最低壓至本周最高出力的18%，褐煤發(fā)電最低壓至本周最高出力的34%，核電最低壓至本周最高出力的63%，硬煤發(fā)電最低壓至本周最高出力的10%。

承擔調峰主力的硬煤發(fā)電在18個小時從1563萬千瓦降至514萬千瓦，又在1天后降至186萬千瓦。當5月2日風電出力減小后，硬煤發(fā)電在6個小時內由350萬千瓦增加至956萬千瓦。從4月28日硬煤出力1563萬千瓦，到4月30日最小出力176萬千瓦，再到5月3日出力重回1361萬千瓦，總時間僅為5天半。

堅強的電網網架

新能源利用率高的國家，通常與相鄰區(qū)域有充足的電網連接。與德國接壤的國家共9國，跨國間輸電網主要由380千伏至400千伏線路組成;220千伏至285千伏輸電線路作為輔助。其中380千伏至400千伏線路總計28條，220千伏至285千伏輸電線路31條。

當德國風電、光伏出力大時，除了依靠本國常規(guī)電源進行調節(jié)，還加大了電力出口的力度。同樣以4月30日為例，出口電力達1336萬千瓦，相當于有80%的風電(當時出力1675萬千瓦)或45%的太陽能發(fā)電(當時出力2976萬千瓦)送往國外。而在2015年，德國全年進口電量335.64億千瓦時，出口電量853.48億千瓦時，分別占總發(fā)電量的5.2%和13.2%。同時，德國風電發(fā)電量只占全國總發(fā)電量的12.3%。

先進的新能源發(fā)電預測及調度運行技術

電力系統(tǒng)消納新能源的基礎是新能源功率預測。在德國，基于天氣預報的新能源功率預測屬于商業(yè)領域。各大電網公司以及電力供求各方皆會購買來自專業(yè)機構的預測服務。

德國50hertz電力公司全網日前風電功率預測均方根誤差可以達到2%～4%，太陽能可以達到5%～7%。大型新能源場站，如海上風電場，也要開展功率預測工作，根據預測發(fā)電能力參與市場競爭。

德國電網通過各輸電網控制中心和上百個配電網控制中心實現對風電場的實時調度。風電場實時數據直接上傳至配電網控制中心。根據德國《可再生能源法》的規(guī)定，所有容量大于100千瓦的可再生能源發(fā)電設備必須具備遙測和遙調的技術條件，才允許并入互聯(lián)電網。當輸電網運營商的輸電線路存在阻塞，其首先給下屬配電網調度指令下發(fā)限電指令，令其限制一定份額的電力。然后配電網或者直接限制連接在本網的可再生能源電力，或者再給其下屬的中壓電網調度中心指令，令其限制一定份額的電力。目前，雖然德國新能源出力已達到很高比例，但靈活的市場及調度運行機制使得電網運行安全依然可以得到保證。

發(fā)展風電、光伏發(fā)電等新能源是我國能源戰(zhàn)略的重要組成部分，但發(fā)展新能源是一個必須由全社會參與的系統(tǒng)性工作，電源結構優(yōu)化、電力系統(tǒng)靈活性提升、體制機制改革、技術進步等缺一不可。我國應充分學習國外新能源發(fā)達國家經驗和教訓，立足本國經濟和電力發(fā)展實際情況，走出一條滿足我國實際需求、促進我國新能源可持續(xù)發(fā)展的新路。

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