天下到底有没有免费的午餐？电力市场似乎正在认真回答这个问题。
2025年，欧洲电力市场频繁出现“倒贴钱送电”的奇观，负电价小时数占比甚至翻了一倍。很多人直觉上认为，负电价意味着电力过剩，是新能源“发多了”。但吊诡的是，如果我们把视线转回国内，会发现新能源发电量占比远低于德国的一些省份，负电价小时数已经比德国高出了很多。
从根本上说，当前电力问题的关键并不在于新能源是否过多，而在于系统是否有足够灵活的调节能力。
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看看“测试服”
根据IEA的最新报告，2025年许多欧洲市场继续出现更频繁的负电价情况。
法国、德国、荷兰和西班牙等国负电价时段的比例在2025年达到6%，而2024年约为3-5%。西班牙的负电价时段同比增幅最大，数量翻了一番。其次是法国，负电价时段同比增长45%，而德国和荷兰的负电价时段均同比增长约25%。
2019-2025年各地区负电价小时数占比
来源：IEA, Electricity 2026
这里我们选取德国作为“测试服”的重点观察对象。
根据德国太阳能研究机构Fraunhofer ISE的报告，2025年德国公共净发电量中可再生能源的占比与上一年相同，为55.9%。其中，风电贡献约132TWh，太阳能贡献约87.5TWh（70.6TWh并网+16.9TWh自用），生物质能贡献约41.4TWh（36TWh并网+5.1TWh自用）。
2025年，德国太阳能、风能、水能、生物质能和地热能等可再生能源共发电约278TWh，其中256TWh并入公共电网，22TWh内部消纳。同时，2025年德国公共电网负荷量约为466TWh，相比于2024年下降约3.5TWh。
根据以上数据，德国的风光发电量占比预计将达到45%左右，远高于我国国内20%左右的占比，是我国可再生能源可以参考的中长期目标。
德国2025年总净发电量，按不同能源分类
来源：Fraunhofer ISE
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负电价小时数并不高
在风光高占比的背景下，我们再来关注德国负电价的具体情况。
官方数据显示，德国2025年日前市场共有573小时出现负电价，约占全年8760小时的6.5%。2024年这一数据为457小时（2023年为301小时），约占全年8784小时的5.2%。但在同时，2025年全年平均批发价约89.32欧元/MWh，高于2024年的78.51欧元/MWh。并且，2025年的8760小时中有40小时的价格超过300欧元/MWh，而在2024年的8784小时中仅有41小时的价格超过300欧元/MWh，高价小时数出现上升。
换言之，尽管负电价时段有所增加，但在全年中仍处于相对小比例，并集中在风光出力高峰与负荷低迷的特定时段。这进一步表明负电价是局部的供需错配与市场价格机制的结果，是特定时段、特定区域的供需失调，而非新能源的失败，也并非全国性的供过于求。
2024年德国不同电价持续小时数
来源：德国联邦能源和水工业协会
相比较而言，我国新能源大省的负电价小时数明显高于欧洲国家。
据报道，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，已经连续两年逼近1000小时。而在2025年，山东省全年的负电价小时数正式超过了1000小时。根据多方面报道，山东省2025年日前市场的负电价小时数超过了1300小时。按照这个数值计算，山东省2025年负电价小时数占比将达到15%左右，远高于德国的6.5%。
不同地区电价差、电池容量与负电价小时数
来源：iE2S
发电量方面，根据山东省统计局的数据，2025年全省全年风光核水生等非化石能源发电量2245.4亿千瓦时，占全部发电量比重的32.3%，其中风力、太阳能、核能、生物质能发电量分别为593.4、1065.5、337.3、194.9亿千瓦时。按照上述数据推算，2025年山东省风光发电量占比约为24%，与我国全口径下的风光发电量占比基本一致，但远低于德国45%的占比水平。
这直接体现了系统调节能力的差异。换句话说，系统调节能力决定了新能源发电量占比的上限，而一旦突破了这个上限，将带来负电价小时数的不可控。可以说，负电价小时数占比是观察电力系统可调节能力的重要窗口，是一个单一、显性、可量化的指标。
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他山之石
那么，德国目前展现出的较好的系统调节能力，是因为哪些措施和对策呢？
（1）交易层面
首先是从交易层面，主要针对负电价的源头，解决的是根本问题。
2021年德国《可再生能源法案》(Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG)修订，对于>500kW的新建项目，可再生能源补贴归零的触发条件从“连续6小时负电价”收紧至“4小时”。2023年EEG再次迎来修订，建立了逐步收紧的时间表。对于>400kW的新建项目，可再生能源补贴归零的触发条件依次降至3h(2024,2025)/2h(2026)/1h(2027)。
德国《可再生能源法案》关于报酬形式和小时费率的规定概览
来源：FfE德国能源经济研究所
2025年2月，德国通过《太阳能峰值法案》(Solarspitzengesetz)，专门针对光伏发电导致的负电价问题。对于>2kW的新建项目，只要现货市场价格转为负值，该时段的上网电价补贴立即归零。需要注意的是，电力市场的交易频次已经转入15分钟甚至更短，再加上2kW几乎覆盖了所有规模的光伏项目，可以说对负电价的管控已经更加全面和及时。
同时，法案提升了智能电表的系统地位。配备智能电表的光伏系统可根据补偿规则(catch-up rules)，在20年补贴到期后继续延长补贴时间。无智能电表的光伏系统不但没有到期补偿，而且在任何时间只能向电网输送60%的容量。此外，对于2-100kW的光伏系统设有宽限期，在安装智能电表之前，它们将继续获得全额上网补贴，并且不受60%上网限制的影响。
德国和法国的负定价规则
来源：EnBW
（2）物理层面
其次是从物理层面，也就是建设互联互通的输电通道，解决的是结构问题。
一方面，德国三条南北特高压直流通道（SuedLink、SuedOstLink、A-Nord）在近两年实质性开工，预计将于2027-2030年投运。这是一项长期性的能源转型骨架工程，为的是解决北部风电富集区与南部工业负荷中心的结构错配。原因在于，德国南部原有的核电机组已经退出，而新增风电几乎全部在北部。
另一方面，德国充分利用其位于欧洲地理中心的优势，通过跨国输电将电力系统的调节范围从“一个国家”扩大到“整个欧洲”。根据World Integrated Trade Solution的数据，德国电力出口主要流向中欧邻国。2024年德国电力出口约57TWh，约占全口径发电量的10%左右。其中，奥地利约11.6TWh、波兰约9.5TWh、荷兰约8.9TWh、捷克约8.1TWh、瑞士约7.3TWh。
可以说，市场经济下的电力更展现同质化商品的特质。当德国风光大发、价格大幅下降时，低成本电力会通过市场交易流向周边国家，挤出成本更高的边际电源，从而在更大的区域范围内实现供需再平衡。
2024年德国电力出口情况，按国家划分
来源：World Integrated Trade Solution
