数字储能网讯：德国自上世纪90年代起，开始推行能源转型。到2024年底，风电、光伏装机容量占比约60%，2024年发电量占比约49%，现货市场全年负电力批发价格457小时。我国自2023年开始，陆续有五个省级电力现货市场转入正式运行，其中山东省装机规模与德国接近，约为德国的91%，可用来作为类比对象。山东省到2024年底风电、光伏装机容量占比约43%，2024年发电量占比约19%，全年负电价973小时。德国发展经验告诉我们，通过深化电力体制改革、加强系统调节能力，能够有效促进新能源的发展和电力消纳。

一、德国与我国山东省电力市场发展现状

德国

德国于1998年启动电力市场化改革；2015年发布《适应能源转型的电力市场》白皮书，作为指导电力市场未来发展的战略性文件，即电力市场2.0。至今，德国基本完成电力市场2.0建设，形成了包括期货市场、中长期市场、现货市场（由日前市场和日内市场组成）、实时平衡市场的电力市场体系，建立了以平衡单元为主体的平衡结算机制。

德国电力市场隶属欧洲统一电力市场，2010年实现日前市场耦合。在日前市场联合出清基础上，欧洲日内市场耦合计划已推动包括德国在内的22个国家开展日内连续交易。随着欧洲统一电力市场建设的推进，各国正积极探索包括跨国平衡和调频备用共享等。

2024 年，德国日前电力批发平均价格为78.51 欧元/MWh，较上一年下降 17.5%。全年457 个小时出现负价格，较2023 年增加156个小时。极高价格小时数明显降低，价格高于 100 欧元/MWh 共2296 个小时，较 2023 年下降1810个小时。

山东

山东2017年建立电力辅助服务市场，2021年12月启动现货市场连续运行，并于2024年6月转正式运行，是全国电力市场发展最为领先的省份之一，率先建立并实践了新型储能、虚拟电厂等参与电力现货市场的特色机制。当前，山东已建立包括中长期市场、现货市场和辅助服务市场的电力市场体系。中长期交易实现运行日前七日（D-7日）至运行日前两日（D-2日）连续不间断交易。采用集中式电力现货市场模式，包括日前、日内和实时市场。电力辅助服务市场现阶段开展调频（二次调频）辅助服务、爬坡辅助服务的集中交易。

2024年，山东实时市场负电价小时数973小时，较2023年增加240个小时；实时市场高电价（出清电价高于600元/MWh）出现323个小时，较2023年减少483个小时；实时市场出清电价低于报价下限（下限值-80元/MWh）共143个小时，较2023年的42个小时增加101个小时。

二、电力市场特点对比

市场基础：德国调节电源占比高、光伏自发自用率高且与欧洲同步电网互联互济，自身发电容量充裕且有大电网支撑

一是调节电源。德国所有有条件的煤电都已完成灵活性改造，最小出力可低至25%-30%，调节能力强；燃气、抽蓄、电池储能等灵活性调节电源装机占德国总装机比重约18%。

二是分布式光伏应用。德国光伏开发以分布式为主，且主要为户用屋顶光伏。由于居民用电价格高，在家庭储能安装补贴资助下，许多屋顶光伏配建储能，新建光伏系统配储率达80%，至2024年底电池储能中户储容量占比在80%以上，有效提高了自发自用率。

三是区域外电力支撑调节。德国地处欧洲大陆同步电网的中心位置，通过30余条220kV-400kV跨国输电线路与法国、奥地利、荷兰等邻国互联，还通过海底电缆与瑞典、挪威电网互联，跨国联络线容量达2100万kW，约占德国总装机的8%。通过国际大电网互联，德国将可再生能源高发时的富裕电力出口到邻国，并在可再生能源出力不足时进口邻国电力。

相比之下，我国北方省份调节电源占比普遍较低，分布式光伏以上网为主，区域电网之间交互通道数量也有很大发展空间。以山东为例，燃机、抽蓄和新型储能等调节性电源占山东总装机的比重约6%，火电灵活性改造完成约40%，全部光伏的70%都依赖大电网消纳，“三直两交”外电通道以特高压为主，主要作用是按照协商送电曲线向山东提供电力，220kV及以下等级没有连接。

平衡体系：欧洲统一电力市场和德国平衡结算单元机制构建大范围、多层次平衡体系

一是跨国（省间）平衡。在统一电力市场和调度协调机制下，德国利用跨国输电线路在国内电力成本高时进口、成本低时出口，扩大了本国新能源发电的平衡区域，有利支撑了德国电力系统运行。2023年全年德国累计进口、出口电量分别为692、568亿kWh。

二是平衡单元机制。德国建立平衡结算单元机制，有效激发单元内的发电侧和需求侧主动提升发用电预测准确率。目前德国国内约有2700多个平衡单元，每个用电端和馈电端都必须分配给一个平衡责任方形成平衡单元进行管理，并开展电力计量。平衡责任方需要直接参与现货市场交易，并将交易结果和本单元发用电计划等上报区域平衡中心（TSO）。当平衡单元无法实现自平衡时，如用户实际用电或新能源实际出力与预测存在偏差，平衡责任方必须向TSO购买平衡电力。这个价格一般远高于现货市场电价，其目的主要是对造成不稳定的平衡单元进行处罚，激励平衡责任方精准管理自己的平衡单元。由于新能源和用户均承担自身预测责任，对于偏差部分需缴纳高昂的不平衡费，激励其提高预测准确率。

三是再调度机制。德国再调度机制深入到配电侧，加强了输配电系统之间的协调配合。再调度指TSO通过调整发电厂的发电计划来管理电网阻塞。2021年10月1日实施的 “再调度2.0”机制，赋予配电系统运营商（DSO）确保电网稳定职责；将参与再调度发电设备范围从10兆瓦以上扩展到100千瓦以上。新机制构建了一种自下而上的协调机制，低电压等级配电运营商优先满足自身的再调度需求，并将剩余调节能力上报给上级运营商，加强了输配运营商之间的协调配合。

相比之下，我国的全国统一电力市场尚在运行初期，发挥作用有待提升，省间市场协同运营不足。以山东为例，2024年外电入鲁电量约1548亿kWh，几乎无出省电量，省间调节作用发挥不足；省内市场全部的平衡压力都集中在省调，尚未建立类似德国平衡社区、再调度机制等多层次的平衡体系。

市场和调度：德国电力交易体系更加丰富，新能源参与市场与传统能源无异。德国对新能源调度控制要求高，功率预测准确度更高

一是交易体系。德国电力交易体系包括期货+中长期+现货+实时平衡，并建立容量战略备用机制，最高电价7.8元人民币/kWh，最低电价-0.38元人民币/kWh。德国电力期货产品丰富，平衡责任方能够在欧洲能源交易所等购买每小时、几天甚至更长时间的电力，以对冲价格峰值。此外，电力期权产品和天气衍生品也可对冲价格峰值。为应对短期容量不足问题，德国建立容量战略备用机制，通过合同保留退役煤电机组等容量，当市场价格高于稀缺信号价格或其他备用资源无法满足需求时调用。

二是新能源入市。在强大的平衡机制和调节资源支撑下，德国新能源全电量参与电力市场，并承担同等系统平衡责任和阻塞责任。德国政府通过《可再生能源法》，2014年起要求100kW以上可再生能源项目直接参与市场化交易；2021年引入负电价熔断机制，如现货市场连续4h负电价则停止结算上网电费。2025年1月德国联邦议院通过《关于修改能源经济法以避免临时发电过剩的法案草案》，规定取消负电价期间的上网电价补贴。

三是调度控制要求。按照德国《可再生能源法》要求，所有容量大于100kW的可再生能源发电设备必须具备遥测和遥调的技术条件，才允许接入电网。《关于修改能源经济法以避免临时发电过剩的法案草案》规定，新安装的光伏系统功率超过7kW需要配备智能计量系统；若无储能设备，系统的发电量将被限制为最大功率的60%。

四是功率预测积极性和准确度。德国平衡单元责任方是分布式光伏功率预测的主体，预测准确与否直接影响其在电力市场中的盈利，预测积极性较高。

相比之下，在交易体系方面我国与德国相差不大，但高低限价远比德国严格，调节电源盈利能力不足。山东建立了“中长期+现货+辅助服务”的市场体系，并在全国首创了容量补偿电价机制，补偿中小煤电机组作为高峰备用，但最高限价1.3元/kWh，最低限价-0.08元/kWh，最大价差约为德国的17%。在新能源入市方面我国正在努力追赶，但我国电价较低，因此机制电价仍将是维持新能源平稳过渡的重要手段。在调控方面差距不大，近年在巨大的调节压力下快速推动分布式光伏可观可测，取得了巨大的成就，以山东为例，目前已经实现100%直接采集和控制接入到10kV电网的分布式光伏电站，以及80%接入到380/220V电网的分布式光伏分级调控。在功率预测方面，我国地处亚洲季风带，天气形势复杂，预报难度大，这是客观事实。

三、主要经验

德国经验表明，高比例新能源消纳需依靠技术、政策和市场机制的迭代。总结主要经验如下：

一是通过扩大价差发展灵活性资源，为市场机制发挥作用提供底层“硬件”支撑。电力市场机制发挥作用需要建立在电力供需略有盈余的基础上。风电光伏取代煤电成为装机最大规模电源后，我国诸多省份电力系统在中午时段电力过剩，晚高峰时段供不应求，电力供需时段性失衡导致电力市场出现短期失灵，典型表现就是山东风光装机和电量占比远不如德国，负电价小时数却远超德国。这种情况下必须发展调节电源，减缓个别时段电力供需矛盾，但调节电源的发展必须依赖大的价差，否则调节电源不盈利，没有投资方愿意投资。目前我国的现货高低价限制还是太紧，适度扩大价差，促进调节电源建设，可以缓解我国电力系统时段性供需失衡问题。

二是构建大范围、多层级平衡体系，协同促进新能源消纳。我国应加强省间市场建设，将省间市场建成为类似欧洲统一电力市场的顶层调节机制，进一步打通省间互济“最后一公里”。同时在省内考虑类似平衡社区机制，在现有的省级平衡基础上，增加下层的平衡机制，充分利用省内智能微电网、虚拟电厂、新型储能等新型主体，缓解省级调度的平衡压力，构建省间、省级、省级以下大范围、多层级平衡体系。

三是根据国情推动新能源入市发展。德国的电价较高，市场机制成熟，新能源消纳的外部硬件、软件条件基础较好，新能源比较适合全电量入市。我国电价相对较低，电力市场机制尚需要在实践中进一步修改完善，调节资源也不够丰富。为了保障新能源产业持续稳健发展，更应该发挥机制电价等非市场化保障手段的作用，确保平稳过渡，随着外部条件的完善再逐步退坡机制电价。

我国新能源全产业链已经取得了巨大成就，打造了我国出口“新三样”，创造了巨大的产值和大量宝贵的就业机会，已经成为我国最重要最庞大的支柱型产业之一。我国新能源要进一步发展，更需要我们认真研究，为行业可持续发展扫除障碍。从德国的经验来看，我国电力系统仍然有很大的韧性和消纳空间，仍以山东为例，如果通过深化改革达到德国现有的消纳水平，风光新能源到2035年仍有约2亿kW的发展空间。