在全球能源转型加速的背景下，电网系统的适应性与灵活性正成为决定新能源消纳能力的关键。

　　长城证券最新发布的《中德电网发展对比与国内新型电力系统建设参考分析》深度报告，通过剖析欧洲尤其是德国在能源转型中的先进实践，为我国构建新型电力系统提供了极具价值的参考路径。

　　欧洲整体能源自给率偏低，对外依存度长期处于高位，俄乌冲突进一步加剧了其能源安全挑战。

　　2024年，欧盟可再生能源发电占比已达47%，风力发电首次超越天然气和煤炭，成为第二大电力来源。

　　然而，高比例新能源并网也带来了严峻挑战——电网老化、跨境互联不足、灵活性资源短缺等问题日益凸显，导致负电价频现。

　　据报告数据，2023年欧盟日前市场负电价次数激增至6470次，远超2022年的558次。

　　为此，欧盟已提出《电网行动计划》，计划在2030年前投入5840亿欧元加强电网建设，以支撑未来能源体系。

　　首先，灵活调节电源占比高达30%，包括燃气、抽水蓄能、储能等多种类型，有效平抑了风光发电的波动性。

　　其次，德国与周边九国实现电网互联，跨境输电容量占最大负荷比例超过40%，形成了强大的跨区域电力互济能力。

　　第三，德国建立了完善的中长期、现货与平衡市场体系，新能源全面参与市场交易，并通过“再调度2.0”机制、分布式光伏标准化并网和工业负荷需求响应等手段，显著提升了系统运行的灵活性与稳定性。

　　我国资源与负荷逆向分布，“三北”地区风光资源丰富，而用电负荷集中于中东部，亟需加快特高压等跨区输电通道建设，提升全国范围内的电力调配效率。

　　我国全社会用电量持续增长，2024年达9.85万亿千瓦时，最大电力负荷已突破15亿千瓦。

　　借鉴德国丰富的工业可调负荷资源（占最大负荷13%），我国应深化分时电价、虚拟电厂等机制，引导工业用户优化用电行为，将负荷转化为调节资源。

　　目前我国火电机组最小技术出力普遍在50%左右，而德国部分机组已降至10%-20%，核电机组也具备一定调节能力。

　　我国需加快推进煤电灵活性改造，大力发展抽水蓄能和新型储能，构建多元化的调节体系。

　　德国对100kW以上分布式电源实施强制遥测遥调，而我国低压接入项目尚难实现分级调控。

　　我国首批现货试点省份虽已转入正式运行，但市场机制仍待细化，尤其在辅助服务、平衡成本分摊等方面。

　　德国光伏发电日前预测准确率达93%-95%，而我国平均约91.5%，且预测准确性与收益关联度不高。

　　山东省作为传统能源大省，面临“煤电保供+新能源崛起”的双重任务，其特高压受电、现货市场建设和分布式光伏管理具有代表性；广东省则作为负荷中心，外电依赖度高，在跨省区交易、虚拟电厂、海上风电等领域走在前列。

　　德国经验表明，只有实现机制设计与技术应用的双轮驱动，才能有效应对高比例新能源带来的挑战。

　　我国需结合自身国情，在扩大互联、激活负荷、增强调节、完善市场等方面协同推进，方能实现能源转型的平稳过渡。

　　原文标题：2025-12-25-长城证券-长城证券-电力设备及新能源行业：中德电网发展对比与国内新型电力系统建设参考分析