中國儲能網(wǎng)訊：在歐洲能源轉(zhuǎn)型的進程中，隨著可再生能源占比的穩(wěn)步增長，傳統(tǒng)的發(fā)電方式，特別是煤電，正面臨著不斷減少的年發(fā)電小時數(shù)。這一轉(zhuǎn)變?yōu)榘l(fā)電企業(yè)帶來了前所未有的運營挑戰(zhàn)，并引發(fā)了對電網(wǎng)安全性的廣泛關(guān)注。
德國，作為一個富煤少氣的國家，其能源轉(zhuǎn)型的核心在于逐步淡出煤電和核電。為了解決退煤和棄核帶來的電網(wǎng)安全挑戰(zhàn)，德國自2016年起實施了電網(wǎng)備用機制，隨后引入了容量備用和“煤電備用”機制。緊隨其后，法國、西班牙、意大利等其他歐洲國家也相繼推出了各自的容量機制。這些機制在一定程度上緩解了發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟壓力，并提升了電網(wǎng)穩(wěn)定性。
本文聚焦于德國的容量備用機制，并深入分析其背后的核心思想，旨在為中國關(guān)于煤電容量電價機制的討論提供一些有益的參考。
歐洲各國的容量機制
歐洲國家采用的容量機制大致可分為兩大類：針對性容量機制和容量市場機制。針對性容量機制主要針對市場中的特定部分，而容量市場機制則覆蓋整個電力市場及其所有參與者。此外，這些機制還可以按照量化和價格不同的概念來進行分類。量化的方法即先確定所需的容量，再對其定價；而價格方法則相反。具體分類如下圖所示：
圖1：容量機制分類（歐盟委員會 2016）
在圖1中，招標(biāo)法通常用于補充現(xiàn)貨市場無法提供的額外發(fā)電容量。在這種方式下，中標(biāo)的項目通常會獲得政府資助，用于基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，并參與現(xiàn)貨市場交易。容量備用模式則旨在提供額外的備用發(fā)電能力，以應(yīng)對市場需求短缺。行政容量補貼是由政府機構(gòu)確定的性能價格補貼，專門支付給符合條件的市場參與者。單一買家模式則允許市場參與者獲得對其可靠發(fā)電容量的補償，價格通常由市場決定，并常設(shè)有上限。分散容量保證模式注重市場的范圍和數(shù)量，不依賴于政府競價設(shè)定價格。在這種模式下，市場參與者必須通過合同承諾提供足夠的發(fā)電容量，以確保能滿足客戶需求。根據(jù)這些基本原則，歐洲各國采取了不同的容量機制（參見圖2）。
圖2：歐洲各國容量機制（參照Energy Economics2019繪制）
意大利采用了一種集中式的容量采購模式，旨在確保電力供應(yīng)的安全性，同時考量到電力高峰時段的需求和降低二氧化碳排放的目標(biāo)。該模式由意大利的輸電網(wǎng)公司負責(zé)管理，其年度運營成本介于0.9億至1.4億歐元之間，費用由消費者來承擔(dān)。在這個模式下，容量通過一種類似現(xiàn)貨市場排序的拍賣出清方式來確定，獲得補貼的電廠定價為零，確保供應(yīng)的充足性。它是一個技術(shù)中立的市場，不偏向任何特定的發(fā)電或負荷減少技術(shù)，并且設(shè)定了二氧化碳排放的上限，以此排除高污染技術(shù)。拍賣采用遞減式時鐘拍賣法，供應(yīng)商需承諾提供必要的電力以換取收入機會。該市場分為主要拍賣和調(diào)整拍賣，以適應(yīng)不同的電力需求。自2019年以來，容量市場的價格每年都達到了規(guī)定的最高限價。
相比之下，法國采納了一種分散式的容量保證模式，涵蓋了配電網(wǎng)運營商、輸電網(wǎng)運營商和終端用戶。這些參與者根據(jù)電力需求和能源消耗為法國的供電安全做出了重要的貢獻。他們需要購買年度容量保證，以確保在高需求時段能夠供應(yīng)足夠的電力。這些容量保證可以通過擁有經(jīng)認(rèn)證的設(shè)備（如發(fā)電或減負荷裝置）或通過市場購買來獲得。容量保證的需求參數(shù)需要提前四年確定，并在交付年度內(nèi)保持穩(wěn)定。容量義務(wù)是基于這些參數(shù)，并在交付年度結(jié)束后進行確認(rèn)。負荷減少措施被分為隱性和顯性兩種，允許多種發(fā)電和負荷減少設(shè)備參與。但所有這些設(shè)備都必須獲得法國輸電公司的認(rèn)證。定價機制為，如果供應(yīng)安全未受威脅，一個交付年的補償價格基于市場價格，即前一年拍賣的容量價格平均值；負偏差加激勵系數(shù)，正偏差減激勵系數(shù)。若供應(yīng)安全受威脅（偏差超過特定閾值），則采用行政定價作為容量價格上限。然而，在實際操作中，相關(guān)的費用一直在逐年上升。
德國的容量備用機制
如前所述，德國的容量機制屬于針對性容量機制，或簡稱容量備用機制，包括電網(wǎng)備用、容量備用和“煤電備用”。
電網(wǎng)備用：在電網(wǎng)重負荷的情況下也能保障電網(wǎng)的安全運行
電網(wǎng)儲備主要是為了應(yīng)對冬季電力需求高峰和北部風(fēng)電產(chǎn)量過剩的情況而設(shè)立。在這期間，若電網(wǎng)過載，電網(wǎng)運營商需要減少北部的傳統(tǒng)發(fā)電，同時在南部增加等量的傳統(tǒng)發(fā)電。這樣做旨在維持電力供應(yīng)的穩(wěn)定性，從而確保整個電網(wǎng)的安全運行。為此，輸電網(wǎng)運營商需要足夠的可用發(fā)電能力。如果德國本國市場，尤其是工業(yè)負荷中心巴伐利亞州，由于跨境再調(diào)度能力不足而缺乏靈活性發(fā)電設(shè)施，輸電網(wǎng)運營商則必須額外安排備用發(fā)電廠來滿足電力需求。電網(wǎng)儲備的成本由用戶通過支付電網(wǎng)使用費來承擔(dān)。
在具體的再調(diào)度操作中，通常通過啟動南部的燃氣發(fā)電廠和降低北部傳統(tǒng)電廠的產(chǎn)能來解決電網(wǎng)過載問題。近年來，一些已退役的煤電廠也逐漸被納入電網(wǎng)儲備計劃。如有進一步的需求，可考慮利用其他歐洲國家的備用發(fā)電廠，前提是這些電廠能夠有效解決德國所面臨的特定電網(wǎng)安全問題。
德國的輸電網(wǎng)公司每年均需評估未來的電網(wǎng)備用需求，該需求隨后由德國聯(lián)邦網(wǎng)絡(luò)局審核并確認(rèn)。例如，在2020/21年冬季，電網(wǎng)備用需求約為6.6吉瓦，而在2021/22年和2022/23年，需求分別為5.67吉瓦和8.26吉瓦，大致相當(dāng)于德國年最大電力負荷80吉瓦的十分之一。
當(dāng)某些燃煤電廠被法令要求降低發(fā)電量或停止運行時，輸電網(wǎng)公司會評估這些電廠對電力系統(tǒng)的重要性。僅當(dāng)有充分證據(jù)證明這些電廠的停產(chǎn)不會嚴(yán)重威脅或干擾電力供應(yīng)的安全性和可靠性時，才會對其實施煤炭燃燒禁令。
容量備用：用于極端情況和意外事件
容量備用的主旨是為現(xiàn)貨市場提供附加支持，尤其是在冬季或當(dāng)光伏發(fā)電不足，現(xiàn)貨市場無法提供充足電力的場合。這意味著，容量備用通常比現(xiàn)貨市場和調(diào)頻市場稍晚啟動。它要求各發(fā)電廠根據(jù)自身的啟動時間在前一天做好準(zhǔn)備，以應(yīng)對日前競價市場無法實現(xiàn)的供需平衡。
為確保容量備用及時就緒，德國輸電網(wǎng)自2019年起開始定期舉行競爭性招標(biāo)或采購，每次招標(biāo)約2吉瓦的容量。從2022/23年冬季開始，計劃提供2吉瓦的備用容量。德國經(jīng)濟和能源部會依據(jù)德國聯(lián)邦網(wǎng)絡(luò)局（是電力、天然氣、電信、郵政和鐵路市場的監(jiān)管機構(gòu)）的監(jiān)控報告來審定容量備用的規(guī)模。與電網(wǎng)儲備費用一樣，容量備用也是由用戶來承擔(dān)的。
符合參與條件的容量提供商就可以參與報價。所有贏得招標(biāo)的報價最后都會按照最高出價的價格來統(tǒng)一支付（即采用統(tǒng)一價格系統(tǒng)）。容量備用的最高價格限制為每兆瓦每年10萬歐元。定價的原則是反映維持容量備用所需的運營和維護成本，鼓勵提供商以成本效益高的方式運營，提高市場效率，防止市場扭曲。目前日前市場和日內(nèi)市場的最高價格分別為每兆瓦時3000歐元和每兆瓦時10,000歐元。
自2020/21年冬季起，中標(biāo)的容量備用不再被允許主動參與電力市場交易，除非輸電網(wǎng)特別要求其增加或減少發(fā)電量。
安全備用：雙保險還不足以應(yīng)對的情況
除了電網(wǎng)備用和容量備用之外，德國能源法還特別設(shè)立了褐煤發(fā)電廠的安全備用機制，通常被稱為“煤電備用”。
此措施于2016年7月在德國電力法框架下制定，涉及那些已在退煤計劃中預(yù)定關(guān)閉的煤電廠。這些已退役的煤電廠在特定的極端情況下可被臨時重新啟用，最長可持續(xù)四年，之后便會進入永久退役階段。僅當(dāng)所有市場措施及電網(wǎng)備用和容量備用均未能奏效時，才可以啟動“煤電備用”機制。這些煤電廠也不允許參與市場交易。
這些電廠必須能在輸電網(wǎng)運營商的要求下，在10至11天內(nèi)啟動。啟動后，它們需在24小時內(nèi)達到最低發(fā)電水平，并在37小時內(nèi)實現(xiàn)全額發(fā)電。盡管發(fā)電運營商會獲得一定的補償，但他們需要自行承擔(dān)最終的停運成本。至今，尚未出現(xiàn)過需要啟用這些退役煤電廠的情況。
目前，“煤電備用”由8個發(fā)電機組組成，總計有2.7吉瓦的容量，占德國褐煤發(fā)電總?cè)萘康拇蠹s13%。褐煤發(fā)電在德國電力行業(yè)的二氧化碳排放占比約為50%，但僅提供了24%的電力。褐煤電廠的逐步退出預(yù)計每年將減少約1250萬噸的二氧化碳排放。若無法達成減排目標(biāo)，運營商則必須提出額外的減排措施。
德國政府認(rèn)為，其采用的純電量市場能在發(fā)電能力不足時提供刺激性的價格信號，從而激勵投資者進行超出補貼計劃之外的投資。然而，德國現(xiàn)貨市場的設(shè)計重點在于促進可再生能源的發(fā)展，而并未特別考慮激勵那些提供可靠備用能力的投資。盡管理論上這種市場投資引導(dǎo)機制可以承擔(dān)部分容量市場的責(zé)任，但其實際效果和完成程度存在不確定性。鑒于電廠建設(shè)周期長，價格信號的傳導(dǎo)可能需要數(shù)年時間，還是需要補充容量備用。
事實上，電力市場本質(zhì)上是一個貫穿時間的連續(xù)流程，涵蓋了期貨市場、日前市場、日內(nèi)市場、實時市場、調(diào)頻市場以及容量市場/容量備用等多個關(guān)鍵環(huán)節(jié)。在這一過程中，維持供需平衡始終是核心任務(wù)。同時，這些不同市場環(huán)節(jié)之間存在著相互依賴和相互作用的關(guān)系。例如，期貨市場與現(xiàn)貨市場的價格往往是互為參照的。因此，從長遠來看，除非面臨能源危機等特殊情況，這兩個市場的價格通常會逐漸趨于一致。調(diào)頻市場的角色不僅限于提供備用功率，還包括對可靠備用功率進行預(yù)測，也就是說，它需要具備一定的預(yù)測能力。如果早期階段的平衡工作處理得當(dāng)，那么后期的平衡任務(wù)便會相對更加簡單，并且更加經(jīng)濟高效。此外，現(xiàn)貨市場平衡機制的完善也使其能夠在一定程度上替代調(diào)頻市場的部分功能。類似地，容量備用機制也可能在一定程度上取代容量市場的某些功能，這種取代的具體程度需要進行預(yù)測。
另外，德國一直在討論，對永久性退役的煤電備用是否需要建同等數(shù)量的燃氣電廠。按照德國的傳統(tǒng)理念，備用功率與年度最大負荷應(yīng)保持1:1的比例，并且所有備用功率都應(yīng)來源于本國。然而，隨著德國逐步淘汰核電和煤電，傳統(tǒng)電廠的可靠備用容量在不斷地下降，預(yù)計到2045年前德國將失去大多數(shù)傳統(tǒng)的可靠備用功率。這對于實現(xiàn)高比例的可再生能源供電構(gòu)成了巨大的挑戰(zhàn)。雖然德國目前主要依賴傳統(tǒng)電廠提供可靠備用功率，但面向未來，尋求其他替代能源方案以滿足不斷增長的能源需求將很有必要。
圖3：可靠備用功率越來越少（來源：德國退煤委員會2017報告）
在傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，年度最大負荷需由可靠備用功率來確保。然而，在高比例可再生能源的電力系統(tǒng)中，可再生能源發(fā)電類似于一種“基礎(chǔ)負荷”或“基礎(chǔ)發(fā)電”。從總負荷中扣除這一部分，剩下的即為最大剩余負荷（如圖4所示），這部分負荷需要依賴可調(diào)節(jié)和可控的電源來保障。
圖4：最大負荷和最大剩余負荷
隨著可再生能源比例的逐步提升，剩余負荷曲線正逐漸下降（如圖5所示），因此所需的可靠備用功率也在持續(xù)減少。預(yù)計到2030年，年度最大剩余負荷將進一步降低，相應(yīng)的容量備用成本也將持續(xù)下降。
圖5：2030年德國競價區(qū)域的模式化需求
自2000年起致力于可再生能源發(fā)展以來，德國至今尚未啟動過容量備用或“煤電備用”機制，因此節(jié)約了大量資金。這也表明，引入容量市場并非與高比例可再生能源消納緊密相關(guān)，特別是在可再生能源發(fā)展的中期階段和現(xiàn)貨市場尚未完善之前。此外，正是由于這個原因，歐盟對德國政府對煤電企業(yè)的補貼持有一定的保留態(tài)度。但德國政府堅持認(rèn)為，容量儲備在確保供電安全方面扮演著必要角色，例如在應(yīng)對電網(wǎng)可能出現(xiàn)多次故障的情況。
基于這些考慮，德國選擇不實行容量市場，而是采用容量備用機制。相較于容量市場，容量備用機制成本更低，這主要是因為現(xiàn)貨市場已經(jīng)承擔(dān)了容量市場的一部分職能，因此只需部分傳統(tǒng)發(fā)電廠的參與。該機制還為一些已退役或部分退役的煤電廠提供了再利用的機會。由于容量備用機制受到監(jiān)管，參與其中的傳統(tǒng)電廠不得參與現(xiàn)貨市場，也避免了雙重定價系統(tǒng)可能引起的價格信號混淆。尤其是，最大剩余負荷概念的出現(xiàn)為進一步減少容量備用提供了理論根據(jù)。此外，可以合理推測，德國政府通過實施容量備用機制節(jié)省了原本用于容量市場的資金，把這些資金用于支持一系列退煤措施，如職業(yè)轉(zhuǎn)換培訓(xùn)、提前退休計劃和退煤補貼等。目前，德國的傳統(tǒng)發(fā)電設(shè)施，包括已退役的煤電廠，仍能有效滿足電力需求。展望未來，隨著更多傳統(tǒng)電廠逐步永久退出運營，剩余曲線進一步下降，預(yù)計容量備用的成本將進一步減少。
綜合分析：歐洲容量機制的多樣性與其特定國情的關(guān)系
觀察歐洲各國在應(yīng)對能源轉(zhuǎn)型過程中的策略，我們可以看到，各國根據(jù)不同的國情制定了各種容量機制。例如，意大利依賴燃氣發(fā)電，法國主要依靠核能，而德國則是以褐煤為主，天然氣需要進口。這種背景下，歐洲各國采取了多樣化的容量機制，主要可分為兩大類：一是更加精準(zhǔn)、針對性強的容量備用機制；二是廣泛應(yīng)用且眾所周知的容量市場。在實際操作中，容量市場往往成本較高。在德國的例子中，尤其值得關(guān)注的是其容量備用機制，特別是“煤電備用”策略。這種策略不僅確保了電網(wǎng)的安全和穩(wěn)定性，而且有效地降低了相關(guān)成本。隨著可再生能源的持續(xù)增長和煤電的逐步退出，德國所采取的這一策略顯示出其優(yōu)點，但由于較激進的退煤政策，到2030年德國仍有4吉瓦容量備用還沒得到落實。因此，德國政府可能會進一步加強大電網(wǎng)與歐洲電網(wǎng)的聯(lián)系，借鑒歐洲其他國家的措施或達成一些共識。例如，如果容量備用增長過快，可能需要為一個更高效、符合歐盟法律的容量機制做準(zhǔn)備，同時需要考慮到實施所需的長時間期限。尤其是，在歐洲共同調(diào)頻方面已經(jīng)取得了很好的經(jīng)驗。
對中國的啟示和可能的借鑒
在中國，煤電容量市場的引入已激發(fā)了廣泛的討論。本文深入分析德國在能源轉(zhuǎn)型方面的經(jīng)驗，旨在為這些討論提供有益的參考，特別是在最大剩余負荷的新理念、市場與監(jiān)管關(guān)系的處理，以及發(fā)電廠靈活性改造的資金籌措方面。
首先，德國的經(jīng)驗表明，在能源轉(zhuǎn)型的過程中，除了系統(tǒng)性的優(yōu)化，更重要的是打破傳統(tǒng)思維的束縛，比如引入最大剩余負荷的新理念。能源轉(zhuǎn)型同時也是一個再電氣化的過程，涵蓋了以電力替代傳統(tǒng)能源的供熱轉(zhuǎn)型和以電動車推動的交通轉(zhuǎn)型。預(yù)計在能源轉(zhuǎn)型完成之前，可再生能源的安裝功率將提升超過四倍，發(fā)電量也將增加約三倍。按照傳統(tǒng)觀點，為了匹配這種增長，可靠備用功率應(yīng)相應(yīng)增加至四倍，但這在實踐中是不可行的，因為相關(guān)的容量備用成本將變得高昂而不可承擔(dān)。事實上，這種增加也并非必要，因為未來大多數(shù)新增負荷，如熱泵和電動車，都屬于可控的靈活性負荷。最大剩余負荷的新理念意味著可以進一步大幅減少容量備用的成本，這將成為能源轉(zhuǎn)型的一個核心概念。
其次，值得關(guān)注的是，在德國，老舊煤電機組的靈活性改造資金主要來自現(xiàn)貨市場，包括平衡機制和調(diào)頻市場，而非單純依靠“煤電容量備用”。這種機制通過降低平衡和調(diào)頻成本，并與現(xiàn)貨市場相結(jié)合，共同承擔(dān)電力系統(tǒng)穩(wěn)定和安全的費用，從而形成了一個促進可持續(xù)發(fā)展的良性循環(huán)模式。超過二十年的實踐證明，這種模式不僅有效地提高了煤電機組的靈活性和市場適應(yīng)性，而且保持了電力系統(tǒng)的長期穩(wěn)定性，沒有產(chǎn)生任何負面影響，成功地降低了能源轉(zhuǎn)型的成本。特別要指出的是，德國基于平衡基團的市場平衡機制的成功，主要依賴于煤電廠的靈活性改造和其在市場平衡中所起的作用。相比之下，作為可控的分布式可再生能源、生物質(zhì)發(fā)電裝置數(shù)量不多，貢獻遠小于煤電廠。
最后，妥善處理市場與監(jiān)管之間的關(guān)系同樣至關(guān)重要。德國實施的容量備用機制實際上是一種監(jiān)管措施，因為所需的容量備用數(shù)量較少，它還允許現(xiàn)貨市場的價格信號保持清晰。通常情況下，建立市場的前提條件是存在大量可調(diào)動的靈活性資源，且供應(yīng)大于需求，使市場活躍，從而使得市場運作的成本低于監(jiān)管成本。
