如何消纳过剩的风光电？

对光伏人来说，2025年又是一个让人心惊肉跳的5·31。

2018年的5·31，因为累计20年待支付光伏发电补贴费用超过1万亿元，中央政府对光伏新建项目急刹车。在政策的影响下，光伏装机容量装机大跌、产业链大量企业倒逼，投资商资金链断裂。

这段光伏项目业主和光伏产业链上生产企业遭受灭顶之灾的历史，让广大的光伏人今天仍记忆犹新。

此次5·31源于电网无法消纳激增的光伏发电量，导致弃光电量急剧上升。政府要求光伏发电竞价上网，而大量光伏电力参与竞价销售，致使电网电价大幅下跌，晴天中午时段电价甚至跌至接近零元也难以售出。这造成光伏企业亏损，新增容量骤降，产业链生产大幅萎缩，行业再度面临严重危机。若不立即采取有效措施恢复光伏新增装机规模，将导致大批企业破产倒闭，重蹈七年前的覆辙。

域外经验

是中国的光伏装机容量太大了吗？

截至2024年底，中国的光伏发电装机容量约为8.87亿千瓦，火电装机容量约为14.44亿千瓦，全社会用电平均负荷为11.2亿千瓦。光伏发电装机容量大约为火电装机容量的61%，为全社会用电平均功率的79%。

相比之下，截至2024年底，德国的光伏发电装机容量约为1.03亿千瓦，火电装机容量约为7230万千瓦，全社会用电平均负荷为5300万千瓦。光伏发电装机容量约为火电装机容量的142%，为全社会用电平均功率的194%。

目前看来，德国光伏发电的装机容量还要继续增加。计划到2045年德国光伏发电装机容量达到4.71亿千瓦，是现在的4.57倍。

从数据来看，德国在消纳风光发电的能力方面比中国更强。中德两国为什么会有如此大的差距？这是因为两国在解决这个问题的视角不同，因此消纳过剩光伏电和过剩风电的方法和相应的政策不同。

中国在消纳风光电的波动问题是，还在化石能源时代的传统电力系统概念中打转：集中力量在现有的电力用户和电力用途中寻找灵活用电的能力作为用户侧响应的资源，消纳补偿风光电的波动——电力过剩时多用电，电力短缺时少用电。而在传统的电力系统中，灵活用电能力有限。于是只能在电源上想办法，首先是增加燃煤和燃气等火力发电的容量，用火力发电来补偿风光电出力小时的电力短缺。

但是，燃煤和燃气发电只能补偿风光电的不足，却不能消纳风光电的过剩。燃煤发电还有20%～40%的发电出力下限，在风光电过剩时，燃煤发电机组也要以额定功率20%～40%的比例发电，更进一步挤占了风光电的消纳能力。于是，我们只能大规模建设成本高昂的抽水蓄能电站和电化学储能等设备，大大提高了风光电的整体成本。

而德国将消纳风光电的视界扩展到了过去燃烧化石能源提供热力的领域。用过剩风光电替代化石能源生产热力，即我们常说的电能替代。

2024年，德国的社会总用电量为4640亿千瓦时，风光发电量为2086亿千瓦时。但德国的采暖热力消耗为6410亿千瓦时，热水热力消耗为1320亿千瓦时，工业热力消耗为5100亿千瓦时。这三类热力消耗总计为12830亿千瓦时，是德国社会总用电量的约2.76倍，是风光发电量的6.15倍！

德国消纳过剩风光电的办法很简单，就是主要用过剩风光电生产热力，并存储热力供没有过剩风光电时使用。按单位能量的存储器成本计算，储热成本远比蓄电池储能和抽水蓄能的储能成本低。特别是热水和采暖用的热能低于100℃，可以用热水来作为储热介质，单位能量储热水罐的投资为50元/千瓦时左右，仅为蓄电池储能的1/10左右。

使用比化石能源更廉价的过剩风光电替代煤油气等化石能源，既实现了热力的零碳生产，又降低了热力的用能成本、减少了弃风弃光。何乐而不为呢？所以，在德国过剩风光电的消纳不是难题。

举例来说，现在德国几乎所有的热电联产项目建设了热水储罐。这样就实现了热电解耦。在风光发电出力小、热电联供电站发电出力大、因而联产的热力多时，用不完的联产热量存储在储热水罐中；在风光发电出力大、热电联供电站发电出力小、因而联产的热力少时，使用储热水罐中的热量补充供热。另外电站配套建设了电加热器，在热电联供站停止发电的情况下风光电出现过剩时，电加热器就用过剩风光电制备热水供热，并将多余热力存储在储热水罐中。如上所述，德国的热力需求量很大，因此有足够的消纳过剩风光电能力。

为什么中国不能采取德国的模式用制备热力来消纳过剩的风光电呢？中国也不乏热力需求啊！中国将近一半的煤炭和大部分的天然气用来生产热力，其热值按千瓦时计，是风光发电总量的10倍以上。在中国风光电过剩发生弃风弃光时，其市场实际价值为零，为什么却替代不了燃煤，甚至替代不了昂贵的天然气呢？

不成功地尝试

要解答这一问题，我们必须了解如今的电价政策。

按现在的电价政策，以单位热值计，过剩风光电输送到用户的价格高于燃烧天然气和煤炭的价格。风光电过剩时，在市场上就是零价值。但是，按照现在的电价政策，过剩风光电到用户那里转换为热力，成本高于天然气，更高于煤炭。

于是，就出现了一个怪现象，一边是距离用户只有几十至几百公里的价格低廉、过剩风光电被弃，另一边用户却在燃烧从几千公里外进口的昂贵天然气生产热力。

我曾经给一个企业做过二氧化碳减排的咨询。2023年，这个企业使用了1亿千瓦时左右的电力，另外使用了约1000万立方米以上的天然气，用以生产约1亿千瓦时左右的热水保障生产。

该市拥有大量风电和光伏设施，每年产生大量弃风弃光电量。我建议利用这部分过剩电力替代天然气加热热水，并通过配套热水储罐存储热能。此举可同时实现多重效益：降低企业用能成本、减少企业碳排放、助力城市消纳弃风弃光电量，并减少天然气消耗与进口依赖，从而提升国家能源供应安全。

但是，我的解决方案接二连三地撞了南墙。

第一个解决方案是使用低谷电力。在低谷电价时段使用低谷电烧热水。该市低谷电价时段为8小时，电量价为0.20元/千瓦时左右。容量电价为每月36元/千伏安。由于集中在低谷时段用热增加了用电的最大容量，因而容量费增加。在低谷时段每千瓦时用电量增加的容量费分摊下来为36元/千瓦·月÷（25天/月x8小时/天）=0.18元/千瓦时。电量费+分摊增加的容量费=0.20元/千瓦时+0.18元/千瓦时=0.38千瓦时，高于天然气0.30～0.35元/千瓦时的单位热值价格。

于是提出了第二个解决方案：从风光电场购买电网消纳不了的过剩风光电，给电网缴纳输电线路使用费，供企业烧热水，并保证企业的电热锅炉仅使用电网消纳不了的过剩风光电，不使用电网供应的其他电力，且过剩风光电不用于其他用途。过剩风光电只有0.10元/千瓦时左右，该省的输配电价为0.15元/千瓦时左右，加起来为0.25元/千瓦时左右，显著低于天然气的热值价格。但是，因为种种原因，此路不通。

最后提出了第三个解决方案：企业建设一条专用输电线路，直接从风光电站采购电网无法消纳的过剩电力（无法并网的弃风弃光电），专供企业使用。企业使用该电力的设备只能连接专用线路，不得接入公共电网。企业使用过剩风光电时，不得降低其原有公共电网的用电容量（不影响电网负荷）。此方案本质上是利用过剩风光电替代煤炭、天然气等化石能源直接生产热力（而非替代电网电力），因此不会对电网运行造成负面影响。但该方案仍没法落地。

于是，在几十公里内的风光发电场弃风弃光时，这个企业仍然用从几千公里外进口的天然气烧热水。

其实，消纳过剩风光电的方法非常简单：只要其送达用户的价格低于天然气，就能替代天然气；只要价格低于煤炭，就能替代煤炭。这无需高技术，仅需基本常识。

若能利用过剩风光电替代中国当前约一半的化石能源供热（天然气与煤炭），每年即可消纳数万亿千瓦时的过剩电量。届时，中国风光发电装机容量有望在现有基础上实现翻两番的增长。