中國儲能網(wǎng)訊：可再生能源在電力消費中的比例正在穩(wěn)步增長：從2000年的6%到2020年的46%，超前完成2020年35%的目標，為德國2045年提前實現(xiàn)碳中和奠定了基礎(chǔ)。包括綠黨組成的德國新一屆政府將采取更激進的措施，計劃可再生能源比例2030年就達到80%，把以前2038年棄煤的計劃又提前了8年。為了達到這一目標，岸上風電計劃面積將擴大一倍，海上風電2030年達到30吉瓦, 2035年達到40吉瓦，2045年達到70吉瓦。光伏發(fā)電的安裝功率到2030年要達到200吉瓦，按年發(fā)電1000小時換算約增加72吉瓦。加上海上風電達到140吉瓦，理論上能滿足105吉瓦交通電氣化和41吉瓦供熱電氣化能源轉(zhuǎn)型的需求[1]。由此看來，德國新一屆政府可能認為將能源消耗降低一倍是不現(xiàn)實的，只有提高可再生能源的發(fā)電量才能完成能源轉(zhuǎn)型，進而實現(xiàn)碳中和的目標。
德國可再生能源的補貼曾使德國的電價一路攀升，成為了世界上最高的電價，最后又迫使各黨派達成共識，要逐步地取消對可再生能源的補貼，爭取在2026年完全取消可再生能源“稅” [2]。德國新一屆政府計劃提前取消對可再生能源的補貼，預(yù)期可以使德國居民電價回到正常水平。
高比例可再生能源的市場設(shè)計包括可再生能源的補貼設(shè)計、可再生能源的電力市場設(shè)計和可再生能源的的安全供電三個方面。下面將用一些德國能源市場的歷史事件分別舉例解釋這三個方面設(shè)計的理論和原則以及它們在實際中應(yīng)用的效果。
一、德國可再生能源的補貼設(shè)計
一般來說，可再生能源的補貼設(shè)計分為價格控制和數(shù)量控制兩種模型。價格控制模型是先確定好價格，再通過監(jiān)管的方式確定補貼數(shù)量。簡單地說就是通過補貼電價促進可再生能源的發(fā)展。由于補貼價格是固定的，可再生能源的發(fā)電價格是未定的，所以補貼數(shù)量的結(jié)果是不確定的，因而價格控制模型的補貼總成本有很大的風險。數(shù)量控制模型是先確定好數(shù)量，再通過拍賣的方式確定補貼價格。簡單地說就是通過拍賣量來促進可再生能源的發(fā)展。由于補貼數(shù)量是固定的，可再生能源發(fā)電價格是未知的，所以中標價格結(jié)果是不確定的，因而數(shù)量控制模型的補貼最終價格有風險。
圖一：德國可再生能源發(fā)展和政策調(diào)整的關(guān)系
德國政府覺得保護投資人的長遠利益更有利于發(fā)展可再生能源，所以決定采用價格控制模型。2000年首次頒發(fā)的可再生能源法規(guī)定了固定電價補貼20年。在很長一段時間里，價格控制模型被認為是非常有效的，使德國的可再生能源得以迅速發(fā)展。
圖二：光伏組件價格的歷史發(fā)展
光伏組件價格不斷地下降，數(shù)量每翻一番價格就會下降25%（圖二），超過了德國價格控制模型中對光伏價格的預(yù)估。結(jié)果價格控制模型果然出了典型的風險問題，即光伏發(fā)電補貼的數(shù)量失控。2009年以后，由于光伏發(fā)電補貼過多，造成電價迅速上漲（圖一中紅色曲線的第一次上升部分）。德國政府 2012年修改了價格控制模型中光伏價格的模型，降低了對光伏的補貼（圖一中紅色曲線的第一次平緩部分）。針對可再生能源的波動性引起的電力系統(tǒng)平衡能量逐漸地增多，德國政府又對可再生能源上市實行了義務(wù)制和獎勵制，發(fā)揮了具有自平衡機制的電力市場的作用，減低了對電力系統(tǒng)平衡能量的需求[3]，但是能源密集型產(chǎn)業(yè)的免稅使分攤到其它工業(yè)和居民的電費成倍上漲（圖一中紅色曲線的第二次上升部分）。當時德國政府的定價原則是補貼應(yīng)高于現(xiàn)貨市場價格。由于可再生能源越來越多，現(xiàn)貨市場價格下降得越厲害，所以大多數(shù)可再生能源的持有者還是選擇繼續(xù)拿補貼。雖然平衡市場有了一直激勵的機制，但現(xiàn)貨市場仍然沒有什么起色，也沒有解決電價居高不下的困局。德國政府2014年不得不又重新修訂可再生能源法，要求自備電廠也必須繳納可再生能源能源“稅”（能源密集型產(chǎn)業(yè)除外），限制不合理的“避稅”的情況。
2017年風電的價格開始接近化石能源，德國政府再一次修改可再生能源法，從以前的價格控制模型改為數(shù)量控制模型。基本上是將價格視為市場反應(yīng)，將數(shù)量視為政府要求（而不是像以前那樣反過來）。招標改為拍賣的方式后，小公司利用利潤低中標居多。2017年的可再生能源法還引入了補貼市場直銷的激勵原則。如果可再生能源發(fā)電直銷現(xiàn)貨市場，從市場獲得的盈利低于固定補貼，差值部分由政府補齊。明顯不同于其它國家的是，如果市場獲得的盈利高于固定補貼，增值部分不必上交。這一市場激勵方式被認為是卓有成效的，有效地抑制了可再生能源“稅”的繼續(xù)上漲（圖一中紅色的補貼曲線再次平緩），成為德國可再生能源高消納的一個秘訣。
德國新一屆政府已決定將在2023年取消對可再生能源的補貼。這將大大促進儲能的發(fā)展。電轉(zhuǎn)熱將會因此很快商業(yè)化，一方面補足熱泵數(shù)量不足的情況，完成2030年“綠色”熱能供熱達到50%的新目標，另一方面通過電轉(zhuǎn)熱的靈活性保障電力系統(tǒng)的安全運行。按照德國新一屆政府的計劃，電力市場也需要重新設(shè)計，準氫氣（H2-ready）燃氣電廠將會扮演重要角色，基礎(chǔ)將是綜合能源（所謂“行業(yè)聯(lián)盟”），彌補目前電力現(xiàn)貨市場機制的弱點。其實德國新一屆政府的大部分能源政策早已是專家們的共識，聯(lián)盟黨上臺也會如此，可以說是政策專家化了。
二、德國可再生能源的電力市場設(shè)計
德國選定了用純電量市場原則作為發(fā)展可再生能源的電力市場設(shè)計原則。在純電量市場中，激勵措施的出發(fā)點是在某一時間點的負荷需求。當負荷需求量得到發(fā)電量的滿足時，就形成了價格。這個滿足最后一個單位需求的邊際價格是基于發(fā)電的邊際成本或需求的邊際效益。理解這一機制的關(guān)鍵是，機會成本是邊際成本和邊際收益的一個重要因素。比如發(fā)電商可以根據(jù)市場價格把電賣到現(xiàn)貨或平衡市場，那么在平衡電力市場上，機會成本對應(yīng)于現(xiàn)貨市場上的預(yù)期收入損失。根據(jù)機會成本發(fā)電商可以選擇現(xiàn)貨市場或者平衡市場交易。發(fā)電的邊際成本或需求的邊際效益并沒有一個恒定的值。在負荷需求量大的時候，通常也會獲得更高的收益，從而有更高的電價的意愿。純能量市場的基本特征是，沒有政府規(guī)定的擔保電力需求，市場電價也不受到政府的限制。
德國的電力市場設(shè)計基于銅板原理，假定電網(wǎng)容量無限大，可以不限地域進行自由交易，非常有利于發(fā)展創(chuàng)造新的商業(yè)模式，因為德國業(yè)界認為市場的活躍程度決定了市場的生命力。一般來說，交易產(chǎn)品交接時間越短，市場的地理定義越大，市場靈活性的潛力就越高。相反，市場區(qū)域越?。ɑ蚧钴S程度越低），最小交割期定義得越長，靈活性潛力越低。節(jié)點電價受地域限制，沒有跨區(qū)域的發(fā)電售電組合，因而商業(yè)模式也受到限制，市場有可能不夠活躍。
德國電力市場分為場外交易，期貨交易，現(xiàn)貨交易和平衡能量交易。
場外交易和期貨
德國的場外交易一般是簽雙邊長協(xié)，簽約時會參考現(xiàn)貨市場的價格。當現(xiàn)貨市場出現(xiàn)或預(yù)期出現(xiàn)發(fā)電不足時，會導(dǎo)致消費者對套期保值有強烈需求，這也會使長期市場的價格上漲。德國的場外交易占總電力交易的75%。相對其它歐洲國家而言，德國比較重視風險管控，沒有“無現(xiàn)貨非市場”的說法，所以最近的能源漲價對德國來說相對影響要比法國和英國都要小。這似乎應(yīng)證了德國業(yè)界的一種說法，認為企業(yè)能源交易的首要任務(wù)并不是賺錢而是控制風險，保障能源供應(yīng)，防止?jié)q價造成的企業(yè)傾家蕩產(chǎn)。
現(xiàn)貨市場
德國的現(xiàn)貨市場分為日前拍賣，日內(nèi)拍賣和日內(nèi)交易（圖三）。
圖三：德國德國電力交易模式
日前市場的競爭機制按照按邊際成本（燃料和排放成本）排序，其中可再生能源發(fā)電的邊際成本為零，核電較低，煤電較高，燃氣發(fā)電更高，燃油發(fā)電的邊際成本最高。日前市場的價格機制采用按用電需求統(tǒng)一出清的方法（圖四）。市場需要的發(fā)電量按邊際成本排序，一直排到滿足負荷需求為止。這時的電價被稱為出清價格。如果出清價格是燃氣發(fā)電的邊際成本，那么煤電、核電和可再生能源發(fā)電都得到統(tǒng)一價格的發(fā)電費用，所以在圖三的例子里可再生能源的發(fā)電收入實際上是燃氣發(fā)電最高的中標價格。不過可再生能源的能源密度低于其它傳統(tǒng)能源，每發(fā)一千瓦時的電必須比用燃煤或燃氣發(fā)電投入更多的材料和能源，使得發(fā)電的投資成本一開始很高，所以德國政府制定的補貼高于市場價格。這也是補貼和市場之間的關(guān)聯(lián)關(guān)系。
日內(nèi)連續(xù)交易的價格是按照 "按標價支付 "的程序確定。在連續(xù)交易中，收取的價格總是正好是各自交易中接受的價格，交易時間的不同，同一產(chǎn)品的價格也不同。只有在日內(nèi)拍賣中，才不適用按標價付費的程序，也不適用市場清算價格。日內(nèi)交易還包括了發(fā)電不足時高額電價和發(fā)電過剩時負電價的市場機制。
圖四：德國日前市場按邊際成本排序和統(tǒng)一出清的方法
這種電力市場的設(shè)計原則主要構(gòu)思是“減排“。可再生能源越多，發(fā)電曲線會越往右移，排擠化石能源，同時也會降低電價?？墒请妰r越低，越不利于扶植可再生能源的自立和再融資，曾被認為是德國電力市場設(shè)計上的一個缺陷。這也是所謂的市場投資導(dǎo)向問題。在很長一段時間里，人們一直認為，雖然沒有人投資化石能源了，但市場設(shè)計并沒有考慮可再生能源的持續(xù)投資機制。全球能源價格“危機”給可再生能源的投資者帶來了意想不到的機遇。今年德國最早獲得可再生能源的補貼已經(jīng)20年期滿后結(jié)束，一部分投資者選擇了PPA（Power Purchase Agreement）的投資形式，另一部分投資者則選擇了“現(xiàn)貨直銷”（直接在現(xiàn)貨市場上銷售可再生能源）。隨著燃煤和燃氣價格的不斷上漲，出清價格也越來越高，選擇了現(xiàn)貨直銷的運營商可以增加盈利最高達到50%以上。尤其是光伏發(fā)電的投資者，2012年前光伏發(fā)電曾被稱為“印錢機” ，2021年再現(xiàn)當年“輝煌”。隨著碳價的上漲，燃煤和燃氣的發(fā)電價格都會上漲，加上棄煤政策，燃氣電廠會越來越多地取代燃煤電廠的地位，主導(dǎo)統(tǒng)一出清的價格（圖四）。燃氣發(fā)電過去主要是擔負電力系統(tǒng)平衡的任務(wù)（調(diào)頻），以后不僅要負責電力系統(tǒng)的平衡，還要擔負無風無太陽時安全供電的重任，最大發(fā)電小時數(shù)和盈利都會不斷地增加。由于可再生能源的發(fā)電成本越來越低，現(xiàn)貨市場的電價越來越高，會有越來越多的人投資可再生能源。當然德國現(xiàn)貨市場的電價在一定程度上會受到從相鄰國家輸入電力的限制。
德國電力現(xiàn)貨市場事實上和股票市場沒有太大的區(qū)別，電力交易員大都來自股票市場，交易手段也類似，比如電力自動交易就直接來自于股票市場。區(qū)別是電力交易受限于物理過程，即電力系統(tǒng)必須隨時保持發(fā)電和負荷的平衡，風險比股票市場相對小一些，電價預(yù)測也相對容易一些。商業(yè)模式有新能源直接上市銷售（現(xiàn)貨市場），參與平衡能源市場和再調(diào)度及靈活性市場等。現(xiàn)貨市場功能包括經(jīng)濟優(yōu)化平衡基團，發(fā)電用電計劃優(yōu)化，實時買賣和調(diào)整計劃偏差。
圖五：德國的購電方式舉例
德國購電方式采用標準化的“塊狀”產(chǎn)品。偏差由自備電廠，自備電源，可控負荷控制或簽外協(xié)來調(diào)偏。德國有4個綠證GO機構(gòu)核實綠電，目前只有有70家供應(yīng)商（約占7%）。
德國的現(xiàn)貨市場設(shè)計了一種平衡基團的機制[3]。平衡基團是一個虛擬的市場基本單元，在此單元中，發(fā)電和用電量必須達到平衡。當單元內(nèi)部達不到自平衡時，必須買入或賣出電量來保持平衡。平衡基團負責每天預(yù)測該區(qū)域內(nèi)流入與流出電量，根據(jù)需要買入或賣出電量平衡該區(qū)域電量，并制成計劃上交給輸電網(wǎng)公司，而輸電網(wǎng)公司會根據(jù)這些表格在內(nèi)部平衡之后做出全區(qū)域的計劃。當預(yù)測和實際發(fā)生偏差時，平衡基團必須承擔系統(tǒng)的平衡費用。目前配電網(wǎng)在計算平衡偏差的時候使用的是負荷標準曲線。負荷標準曲線實際上是德國轉(zhuǎn)型轉(zhuǎn)型前的標準，早已不適合高比例可再生能源的場景，配電網(wǎng)準確計算平衡偏差可以進一步地改善平衡基團的機制。
虛擬電廠是負責平衡基團的電力交易公司上市的必備工具。典型的商業(yè)模式是用預(yù)測服務(wù)賺錢，同時用于可再生能源現(xiàn)貨直銷，再用于現(xiàn)貨交易。由于客戶相同，也不增加營銷和管理費用，可以說是一舉三得，可以充分發(fā)揮規(guī)模經(jīng)濟的效應(yīng)。簡單地說就是，每兆瓦的服務(wù)價格決定虛擬電廠的市場活力。平臺經(jīng)濟是規(guī)模經(jīng)濟，所以虛擬電廠規(guī)模越大，集成功率的兆瓦數(shù)越高，盈利也越佳[4]。常見的商業(yè)模式還有自動發(fā)電優(yōu)化控制，利用虛擬電廠參加現(xiàn)貨市場，自動調(diào)節(jié)平衡基團的能量平衡（控制偏差）以及利用虛擬電廠參加現(xiàn)貨市場，負責集中采購能源。由于現(xiàn)貨市場上的可再生能源越多，成交的電價越低，所以電力交易公司的盈利一直在下降，市場競爭越來越激烈。這使得市場上出現(xiàn)了專門的虛擬電廠平臺商，越來越集中，最后可能會以達成某種平衡而形成虛擬電廠的多頭市場壟斷。
歐洲的電網(wǎng)大部分是連在一起的，一共有6個地區(qū)的安全協(xié)調(diào)中心負責跨境的電力潮流優(yōu)化，通過統(tǒng)一出清算法使得各相鄰國家現(xiàn)貨市場的價格日趨一致。在2010年引入的區(qū)域價格聯(lián)動機制（PCR）的基礎(chǔ)上，歐洲各國在2014年實現(xiàn)了總共15個歐洲國家的全區(qū)域日前市場的耦合。2018年又實行了跨境日內(nèi)交易市場的耦合（XBID），允許參與國的協(xié)調(diào)出價，并在日內(nèi)進行跨境交易。
圖六：歐洲日前市場耦合（PCR）和歐洲日內(nèi)市場耦合（XBID）
實行現(xiàn)貨市場耦合的好處是，通過優(yōu)化有利于減少電網(wǎng)擁塞，使各國現(xiàn)貨市場的價格趨于一致，減輕價格高峰， 緩解相鄰市場地區(qū)的極端天氣狀況（如寒流、風暴）造成的影響，促進電網(wǎng)消納高比例可再生能源的發(fā)展，提高供電的安全性和市場一體化，減少對單一國家的依賴性。這樣既發(fā)揮了歐洲各國電力市場設(shè)計的不同特色，又整合優(yōu)化了歐洲的現(xiàn)貨市場組合。
平衡能量市場
電力系統(tǒng)需要維持供需能量平衡。發(fā)電量大于負荷需求量，頻率會上升，負荷需求量大于發(fā)電量，頻率就會下降，超過一定范圍都會嚴重地影響電力系統(tǒng)的安全。為了維持供需能量平衡，平衡市場需既要為熱儲備功率付費（功率價格），又要按實際投入的平衡電量付費（能量價格）。德國的平衡電量市場是2020年底實行的，以前平衡能源只在一個交易平臺上進行拍賣，而現(xiàn)在平衡功率和平衡電量的交易是在兩個獨立的能源市場上進行的。平衡電量市場比平衡功率市場更節(jié)省平衡能量，雙重市場被認為也是過渡階段，最終的發(fā)展方向是平衡電量的現(xiàn)貨市場。
一般來說，可再生能源的比例越高，系統(tǒng)的波動性越大，系統(tǒng)平衡成本也越高。美國是這樣，英國和法國也都是如此，但德國卻是個特例。德國的經(jīng)驗表明，具有自平衡機制(平衡基團）的能源市場，加上對可再生能源發(fā)電量的精準預(yù)測能有效地降低系統(tǒng)平衡成本[3]，成為德國可再生能源高消納的又一個秘訣。
平衡能量市場上有多種商業(yè)模式，有的是利用虛擬電廠參加平衡市場（調(diào)頻輔助服務(wù)市場），另外的是銷售分布式能源的靈活性，比如400多臺生物制氣熱電聯(lián)產(chǎn)裝置的運營聯(lián)調(diào)。尤其是傳統(tǒng)電廠，參加平衡能量市場（調(diào)頻市場）盈利會更好一些。平衡能量市場事實上已經(jīng)變成了一個出售能源靈活性的市場。
平衡能量市場的價格包括熱功率儲備的價格和實際出力能量的價格。為了降低平衡能量的費用，德國曾實行一段時間的混合價格法，把熱功率儲備的價格和實際出力電量的價格合并在一起招標。為了降低，發(fā)電公司采用壓低電量的價格，同時提高熱功率儲備的價格，結(jié)果引起結(jié)構(gòu)性連鎖反應(yīng)，形成惡性循環(huán)，幾度危及德國電力系統(tǒng)的安全（圖五），后來不得不終止混合價格法
圖六：平衡能量市場混合價格法的結(jié)構(gòu)性效應(yīng)
另外一次降低平衡能量的嘗試則獲得了成功。歐洲大部分國家的電網(wǎng)相互聯(lián)網(wǎng)，一個國家需要增加平衡能量（正平衡能量）時可以利用相鄰國家需要降低平衡能量（負平衡能源），反之亦然，防止反調(diào)現(xiàn)象。從2020年底起，歐洲開始試行全歐洲電網(wǎng)優(yōu)化平衡能源。原有德國電廠的平衡能量優(yōu)先排序加入了全歐洲的平衡能量優(yōu)先排序，不僅進一步地減少了德國對平衡能量的需求，也減少了全歐洲電網(wǎng)的平衡能量。實際上，這也是歐洲各國平衡能量市場的耦合。像歐洲現(xiàn)貨市場的耦合一樣，平衡能量市場的耦合也是在歐盟層次上通過立法推動起來的。
理論上，電力平衡能量市場只是電力輔助服務(wù)市場的一部分。除了調(diào)頻類服務(wù)（有功輔助服務(wù)）之外，電力輔助服務(wù)市場還應(yīng)該包括調(diào)壓服務(wù)（無功輔助服務(wù)）和黑啟動等服務(wù)。不過調(diào)壓服務(wù)都是局部的，德國目前實行電力輔助服務(wù)市場的可能性還不大，大部分都是以雙邊合同的形式解決的。
三、德國可再生能源的的安全供電
德國電力市場設(shè)計假定了電網(wǎng)容量無限大，意味著同時規(guī)定了電網(wǎng)運營商的兩個基本任務(wù)：一是必須提供足夠的電網(wǎng)容量來保障市場的正常交易，二是要求電網(wǎng)運營商處理電網(wǎng)擁塞時保障市場電量的平衡。這一原則從最開始的輸電領(lǐng)域擴大到了后來的配電領(lǐng)域，今后還要推廣到低壓電網(wǎng)直至客戶端。德國的市場專家們一直對現(xiàn)貨市場引入電網(wǎng)擁塞價格信號抱懷疑態(tài)度，認為由于解決電網(wǎng)擁塞有利可圖有可能會造成人為的和持續(xù)的電網(wǎng)擁塞，所以解決電網(wǎng)擁塞的問題不應(yīng)該屬于市場范疇，而應(yīng)該屬于監(jiān)管的范疇。
德國的電力市場還設(shè)計了可再生能源稀缺和過剩時的激勵的機理：在發(fā)電量不足的情況下，允許發(fā)電價格超過邊際成本，市場價格是由能源系統(tǒng)的靈活性確定的，可再生能源發(fā)電也會得到相應(yīng)的報酬。在發(fā)電量過剩的情況下，市場價格的下降會受到靈活性的限制，比如激勵轉(zhuǎn)移負荷用電。實際上，能源系統(tǒng)靈活性不足時，過剩的可再生能源會引起負電價。
圖七：2018年德國的負荷和剩余負荷曲線
一般來說，供電安全應(yīng)該從國家儲備常規(guī)發(fā)電能力，覆蓋不靈活的需求，剩余峰值負荷和內(nèi)部市場覆蓋負荷的4個角度來考慮。其中覆蓋不靈活的需求要求系統(tǒng)靈活性大約的覆蓋每年1000小時左右。剩余峰值負荷要求峰值發(fā)電能覆蓋3000多小時，基本上只有燃氣電廠可以做到。對于一個100%可再生能源的系統(tǒng)，產(chǎn)生氫氣和氫氣發(fā)電的成本決定了整個能源系統(tǒng)的經(jīng)濟性。目前德國的電力市場設(shè)計中還沒有相應(yīng)的市場激勵措施。按照2019年的統(tǒng)計，最高負荷為80吉瓦，剩余峰值負荷最高達70吉瓦，可再生能源過剩功率為80吉瓦，理論上至少可以滿足電力轉(zhuǎn)型。
圖八：德國可再生能源過剩電量和功率
可再生能源有發(fā)電波動性，發(fā)電梯度性（比如由于烏云光伏發(fā)電量可能在數(shù)秒內(nèi)降至零），預(yù)測不準確性和分布區(qū)域性四個特點?？稍偕茉幢壤礁?，這四個特點對電力市場的影響越明顯。經(jīng)過20多年的努力，預(yù)測不準確性已經(jīng)基本得到了解決[4]。從市場設(shè)計的角度來看，在高比例可再生能源的情況下，有效保證供電的一個關(guān)鍵就是充分地利用系統(tǒng)靈活性選擇的多樣性。系統(tǒng)靈活性選擇包括電廠快速啟動、以負荷和儲能為基礎(chǔ)的削峰填谷、風電調(diào)頻和直流控制潮流等措施?？稍偕茉幢壤礁?，綜合能源起的作用就越大。系統(tǒng)靈活性的質(zhì)量是指其應(yīng)對發(fā)電梯度的技術(shù)能力。市場激勵系統(tǒng)靈活性的措施是改變交易規(guī)則?，F(xiàn)貨市場交易結(jié)束和實際履行之間的時間差越長，可再生能源發(fā)電的不確定性就越大，所以減少時間差有利于綜合能源系統(tǒng)的靈活性，更進一步地提高現(xiàn)貨市場的實時性，減少能源系統(tǒng)的平衡能量。比如日內(nèi)交易的頻率在2011年12月由1小時改為15分鐘，可以說是德國日內(nèi)交易的改革最重要的里程碑。同樣，平衡能量市場縮短準備時間和實際出力時間也會對系統(tǒng)的靈活性產(chǎn)生非常積極的影響，改善與其它相關(guān)市場的同步性。比如交易在2011年12月改為一直進行到發(fā)電履行前的5分鐘也具有同樣的意義。
最初市場設(shè)計時認為系統(tǒng)的靈活性有足夠的選擇。后來認識到能源轉(zhuǎn)型還應(yīng)該包括供熱轉(zhuǎn)型和交通轉(zhuǎn)型[1]。這樣對可再生能源的需求量遠遠超出了最初所計劃的，不增加燃氣發(fā)電量實際上是很難做到的，因而有必要重新設(shè)計電力市場，建立新的市場規(guī)則。
四、德國新的電力市場設(shè)計
德國新一屆政府準備在2022年完成新的電力市場設(shè)計。德國的電力轉(zhuǎn)型，供熱轉(zhuǎn)型以及交通轉(zhuǎn)型實質(zhì)上是以可再生能源電氣化為目標的綜合能源轉(zhuǎn)型，德國新一屆政府將會考慮電轉(zhuǎn)熱和電轉(zhuǎn)氣等儲能技術(shù)的市場作用，還會考慮綜合能源網(wǎng)絡(luò)的作用。德國目前任何形式的用電包括儲能都需要繳納可再生能源“稅“，因為這部分費用占比較高，所以儲能還沒有經(jīng)濟性。按照新政府的計劃，2023年將取消可再生能源“稅“，不僅會使電轉(zhuǎn)熱很快地商業(yè)化，也會給電轉(zhuǎn)氣（儲氫）創(chuàng)造了良好的條件。過去德國的儲氣可以滿足冬季6個月的使用，德國燃氣市場化后，季節(jié)變化的可利用性減弱，儲備天然氣變得經(jīng)濟上劃不來了，需要額外收入才能保住經(jīng)濟性，比如儲氫氣用于保障電力供應(yīng)帶來的額外收入。
長期以來，德國一直在爭論到底要不要容量市場。擁護者認為只有容量市場才可以可靠地防止可再生能源短缺，歐洲已有一些國家引入了容量市場，而反對者則認為容量市場非常不經(jīng)濟，容易出現(xiàn)監(jiān)管錯誤，使能源轉(zhuǎn)型復(fù)雜化，應(yīng)該加強現(xiàn)有的市場機制，使電力市場能夠自行補充所需的能力并確保供應(yīng)安全，也應(yīng)該進一步提高能源靈活性和效率，并適當提高電網(wǎng)儲備和監(jiān)控能源供應(yīng)安全。迄今為止德國的現(xiàn)政府一直反對政府干預(yù)市場，反對引入帶有“政府影響”的容量市場，但是是否能確保系統(tǒng)供應(yīng)安全還是個未知數(shù)，所以有人估計，德國新一屆政府一方面會加強鼓勵和發(fā)展系統(tǒng)的靈活性，發(fā)揮生物制氣發(fā)電、儲能或負荷管理的作用，另一方面也許會優(yōu)先考慮以燃氣電廠為基礎(chǔ)的容量市場，并將燃氣電廠的容量增加20-30吉瓦，使總?cè)萘吭?030年達到50-60吉瓦，使備用功率達到總負荷的60-75%。這種考慮是有一定道理的，因為目前燃氣電廠沒有容量市場的附加收入經(jīng)濟上顯然維持不下去。德國氣象局研究過無風無太陽的天氣。按照20年的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，如果也考慮海上風電，每年平均有兩次既無風又無太陽的天氣。如果只考慮風電，德國大陸每年平均出現(xiàn)23次無風的天氣，考慮海上風電后平均出現(xiàn)13次無風的天氣。因此，儲能會變得越來越重要，尤其是儲氫以及儲氫后的再發(fā)電技術(shù)。目前準氫氣發(fā)電技術(shù)可以最多添加20%的氫氣，在德國已經(jīng)開始商業(yè)化了。不過從目前2030年的目標來看，德國自己還不能提供足夠氫氣量，所以德國新一屆政府準備說服歐盟聯(lián)合采購綠氫，確保綠氫燃料的供應(yīng)。
雖然“可再生能源+氫能”的模式可以促進可再生能源的發(fā)展，但是從能量轉(zhuǎn)換效率上來看是有問題的，電制氫再發(fā)電經(jīng)過了兩次能量轉(zhuǎn)換，損失了近一半的能量，一直是可再生能源模式的一個悖論。“可再生能源+核能” 的模式就沒有效率問題。理論上，核能既可以用來提供基礎(chǔ)負荷，又可以作為平衡能量，比如核電廠可以在15分鐘內(nèi)減少出力一半，燃氣電廠則需要半個小時，燃煤電廠甚至需要幾個小時。事實上，一些核電廠已經(jīng)獲得了進入平衡能量市場的資格，但是目前經(jīng)濟上不一定劃算，比如核電廠作為基礎(chǔ)負荷只發(fā)70%，留下30%作為調(diào)節(jié)用。不過相比“可再生能源+氫能”的模式，“可再生能源+核能”的模式還是要經(jīng)濟多了，所以以“可再生能源+氫能”為基礎(chǔ)的德國模式會受到其它歐洲國家“可再生能源+核能”模式的挑戰(zhàn)。在這種“不利”的情況下，德國會全力發(fā)展氫產(chǎn)業(yè)，打造以氫產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)的制造業(yè)。事實上，德國新一屆政府已經(jīng)做出了這樣的決定，歐盟正在討論的邊界碳稅也是為新型工業(yè)轉(zhuǎn)型做的準備。
