摘要 4月15日，在俄烏沖突危機(jī)仍未解除的情況下，德國如期關(guān)停核電。截至目前，德國供電安全并未受到明顯影響，主要得益于裕度較高的常規(guī)電源、靈活的調(diào)節(jié)能力、堅強(qiáng)高效的跨國電網(wǎng)、相對完善的電力市場、高水平的可再生能源預(yù)測技術(shù)和監(jiān)控手段。德國電力系統(tǒng)初步完成了“高比例可再生能源滲透+電網(wǎng)運(yùn)行靈活穩(wěn)定+電力市場化定價”的目標(biāo)，但高成本高電價也給德國帶來了一定的負(fù)擔(dān)。為此，以德國為例開展研究分析，提出了中國能源轉(zhuǎn)型過程中保障電力安全可靠供應(yīng)、促進(jìn)可再生能源高比例消納的相關(guān)建議。
1 德國高比例可再生能源的保供和消納舉措
從需求來看，自2018年起，德國最大用電負(fù)荷和用電量呈緩慢下降趨勢，2022年最大用電負(fù)荷為7 868萬kW左右，全社會用電量為4 842億kW·h。從供應(yīng)來看，截至2022年底，德國電源總裝機(jī)達(dá)2.4億kW，其中可再生能源裝機(jī)達(dá)到1.6億kW（風(fēng)電6618萬kW、光伏6744萬kW），占比達(dá)到65%，如圖1所示?？偘l(fā)電量達(dá)到5 068億kW·h，其中可再生能源發(fā)電為2339億kW·h，占比46%，風(fēng)光發(fā)電占比達(dá)到34%。
圖1 2022年德國各類電源裝機(jī)及占比
Fig.1 Installation and proportion of all kinds of power supplies in Germany in 2022
作為典型的可再生能源高占比國家與全球能源轉(zhuǎn)型先行者，德國在保供應(yīng)、促消納方面取得了重要的實踐經(jīng)驗，如圖2所示。
圖2 德國高比例可再生能源保供應(yīng)、促消納舉措
Fig.2 High proportion of renewable energy supply guarantee and consumption promotion measures in Germany
1.1 常規(guī)電源裝機(jī)的保障作用
德國常規(guī)電源裝機(jī)冗余高，且靈活調(diào)節(jié)能力強(qiáng)。煤電等常規(guī)電源裝機(jī)為1.0億kW，是近年來最大用電負(fù)荷的（約8300萬kW）1.2倍，具有強(qiáng)大的兜底保障能力。
德國每日負(fù)荷高峰時段一般出現(xiàn)在中午，光伏發(fā)電最大出力也出現(xiàn)在中午，因此光伏發(fā)電可按一定置信容量代替常規(guī)可控電源。風(fēng)電、光伏發(fā)電引起的功率波動，可以依靠常規(guī)電源進(jìn)行調(diào)節(jié)。德國水電基本為徑流式水電站，不具備調(diào)節(jié)能力。生物質(zhì)發(fā)電受制于鍋爐穩(wěn)燃等影響，基本不參與電力平衡。核電也基本不參與電力平衡。
2022年核電裝機(jī)占比已降至1.7%，完全棄核對德國電力系統(tǒng)運(yùn)行影響有限。德國燃?xì)狻⒊樾?、水電、燃油、儲能等靈活調(diào)節(jié)電源的裝機(jī)容量達(dá)0.58億kW，占電源總裝機(jī)比重達(dá)到24%。此外，疊加煤電機(jī)組出力可調(diào)空間，電源側(cè)靈活調(diào)節(jié)能力接近最大負(fù)荷，能夠有效應(yīng)對高比例風(fēng)光新能源的出力波動。
2020年德國聯(lián)邦議院通過《德國燃煤電廠淘汰法案》，制定了具體的燃煤電廠退出方案，梳理了關(guān)停的機(jī)組和時間線，并提供高達(dá)400億歐元的補(bǔ)償金以應(yīng)對能源轉(zhuǎn)型沖擊。從2021年1月1日起，德國開始進(jìn)行煤炭淘汰計劃招標(biāo)，對計劃關(guān)停的燃煤電廠按照招標(biāo)金額進(jìn)行補(bǔ)償，加權(quán)平均補(bǔ)貼為66259歐元/MW，該部分費(fèi)用即煤炭淘汰補(bǔ)償金，包含了待機(jī)和退役經(jīng)濟(jì)損失費(fèi)用。俄烏沖突后，德國已重新啟用或推遲退役煤電裝機(jī)容量達(dá)到10 GW。為避免核電關(guān)停后可能出現(xiàn)的電力短缺，德國政府宣布讓更多燃煤電廠待機(jī)近2年，并出臺《替代電廠可用性法案》，確保原定關(guān)閉的燃煤電廠保持運(yùn)轉(zhuǎn)狀態(tài)，退役燃煤機(jī)組可在特定時間重新參與電力市場。
1.2 跨國電力互濟(jì)
德國依托歐洲跨國電網(wǎng)和統(tǒng)一電力市場，電力余缺互濟(jì)能力強(qiáng)。德國在歐洲互聯(lián)電網(wǎng)中處于核心樞紐地位，通過65條交直流線路與周邊國家互聯(lián)（另有1條德國—英國海底電力電纜在建）。德國跨國互聯(lián)輸電線路容量達(dá)3000萬kW左右，約占最大用電負(fù)荷的40%，為跨國電力互濟(jì)提供了充足的網(wǎng)絡(luò)基礎(chǔ)。本地發(fā)電能力不足時，鄰國輸入電力，支撐電力供應(yīng)；本地新能源大發(fā)、電力供應(yīng)充足時，向鄰國輸送電力，減輕調(diào)峰壓力。德國2003年后均向周邊國家凈出口電量，如圖3所示。
圖3 1992-2022年德國凈出口電量變化情況
Fig.3 Changes of German net export electricity from 1992 to 2022
1.3 相對完善的電力市場體系
相對完善的電力市場體系使得價格調(diào)節(jié)供需作用較為突出。德國有期貨、現(xiàn)貨等各類電力市場，交易產(chǎn)品涵蓋中長期、日前、日內(nèi)、實時等多個時間尺度；上網(wǎng)電價由市場供求關(guān)系決定，新能源與常規(guī)電源同臺競價；售電市場充分競爭，電力消費(fèi)者可自由選擇電力供電商。創(chuàng)新的市場機(jī)制鼓勵多主體進(jìn)行參與，如生物質(zhì)發(fā)電、水電、屋頂光伏可通過虛擬電廠運(yùn)營商提供調(diào)頻服務(wù)，需求側(cè)可調(diào)容量占最大負(fù)荷的比重超過13%，可控負(fù)荷占最大負(fù)荷的比重為1.6%。
1.4 “自下而上”的“自平衡”運(yùn)行模式
平衡組機(jī)制強(qiáng)化了市場主體的平衡責(zé)任，極大降低系統(tǒng)平衡壓力。在調(diào)度管理上，長期以來德國實行“自下而上”的“自平衡”運(yùn)行模式，全國有430多個平衡組，平衡組須滿足每15 min內(nèi)的電力供需平衡，當(dāng)內(nèi)部無法平衡時，必須承擔(dān)系統(tǒng)的平衡費(fèi)用。平衡組機(jī)制不僅有效激勵了新能源預(yù)測技術(shù)水平的提升，減少因新能源出力波動造成的系統(tǒng)平衡誤差；而且可激勵平衡組充分挖掘靈活性潛力，實現(xiàn)組內(nèi)資源最佳調(diào)度，提升系統(tǒng)靈活性水平。
1.5 針對可再生能源的監(jiān)視、控制手段
德國可再生能源出力預(yù)測技術(shù)水平高，監(jiān)視和控制手段強(qiáng)。德國很早就采用了多種基于天氣因素的預(yù)測模型。積雪、冷鋒、颶風(fēng)、云層空氣對流、棄風(fēng)棄光、可再生能源站運(yùn)行狀態(tài)及網(wǎng)絡(luò)檢修計劃等影響因素也被計入預(yù)測模型。德國通過可再生能源法，不斷強(qiáng)化對可再生能源的監(jiān)視和控制手段，要求100 kW以上的可再生能源發(fā)電設(shè)備須具備遙測和遙調(diào)技術(shù)條件。
2 德國核電關(guān)停前后保供應(yīng)和促消納實例
2023年4月，德國最大負(fù)荷水平約為6800萬kW，核電關(guān)停前，以基荷方式提供連續(xù)穩(wěn)定電力，出力水平在270萬kW左右，僅占最大負(fù)荷的4%。非極端場景下，核電關(guān)停對德國電力供應(yīng)安全的影響十分有限。
2.1 促進(jìn)可再生能源消納的主要手段
壓減非再生能源出力、大幅增加電力出口是促進(jìn)可再生能源消納的主要手段。新能源按照零電價參與電力市場競價（實際結(jié)算電價還包括政府補(bǔ)貼），以保障優(yōu)先上網(wǎng)。當(dāng)新能源出力高時，電力市場的出清電價下降，甚至出現(xiàn)負(fù)電價。受電價影響，火電、燃油燃?xì)獍l(fā)電等盡可能降低出力。
以4月10日14:00為例，德國負(fù)荷水平僅為4464萬kW，可再生能源出力達(dá)到5365萬kW，核電出力為266萬kW，非可再生能源出力壓降至908萬kW，德國日前市場出清電價為–7.77歐元/(MW·h) （約–0.06元/(kW·h)），刺激電力出口達(dá)到1874萬kW。
2.2 可再生能源出力不足時的保供手段
電力進(jìn)口在可再生能源出力不足時的保供作用突出。4月17日核電關(guān)停前后，德國各類電源出力及進(jìn)口電力變化如圖4所示。2023年4月17日06:00，德國電力負(fù)荷處于當(dāng)日較低水平（約為5307萬kW），但可再生能源出力僅為1238萬kW（當(dāng)日最大出力接近4000萬kW），非可再生能源出力約為2508萬kW，德國日前市場出清電價為140.82歐元/(MW·h) （約1.07元/(kW·h) ），電力進(jìn)口達(dá)到1001萬kW，電力進(jìn)口占負(fù)荷需求的比例接近20%。
圖4 德國核電關(guān)停前后各類電源出力及進(jìn)口電力變化情況
Fig.4 Changes of output of all kinds of power sources and imported power before and after nuclear power shutdown in Germany
3 德國棄核減煤電力成本變化情況
從歷史趨勢看，隨著德國可再生能源快速發(fā)展、棄核減煤持續(xù)推進(jìn)，電力系統(tǒng)運(yùn)行成本攀升，終端電價大幅上漲，對居民生活和工業(yè)生產(chǎn)造成較大經(jīng)濟(jì)負(fù)擔(dān)。
3.1 終端電價呈持續(xù)上升態(tài)勢
德國終端電價總體呈持續(xù)上升態(tài)勢。2010—2022年，德國可再生能源發(fā)電量占比由17%提升至46%，煤電占比由42%降至33%，核電占比由22%降至6%。德國居民電價、工業(yè)電價分別上漲38%、89%，2022年分別達(dá)到2.5元/(kW·h) 、1.5元/(kW·h)，如圖5所示，屬于G20國家中電價最昂貴的國家。
圖5 2010-2022年德國居民電價和工業(yè)電價變化情況
Fig.5 Changes of residential and industrial electricity prices in Germany from 2010 to 2022
3.2 終端電價驅(qū)動因素
俄烏沖突前，德國居民電價上漲主要由可再生能源附加費(fèi)和電網(wǎng)費(fèi)用驅(qū)動。德國電價由電源成本、電網(wǎng)費(fèi)用和稅費(fèi)組成，其中稅費(fèi)包括了增值稅、特許經(jīng)營費(fèi)、可再生能源附加費(fèi)、電力稅和其他稅費(fèi)等。以2021年家庭和小型企業(yè)的平均電價為例，電網(wǎng)費(fèi)用約占24%，稅費(fèi)中占比最高的為可再生能源附加費(fèi)，約占稅費(fèi)的40%，總電價的20%左右。
德國實行輸配分離，輸配電網(wǎng)由4家輸電網(wǎng)公司（TSO）和800多家配電網(wǎng)運(yùn)營商（DSO）經(jīng)營，輸電費(fèi)用須經(jīng)過德國聯(lián)邦網(wǎng)絡(luò)監(jiān)管局授權(quán)批準(zhǔn)，供求不平衡時向調(diào)峰電力市場購買的調(diào)峰電力部分費(fèi)用也計入電網(wǎng)使用費(fèi)中，另一部分向?qū)е码娋W(wǎng)不平衡的電力供應(yīng)商收取。配電費(fèi)用存在較大差異。電網(wǎng)費(fèi)用定價機(jī)制是高壓等級向低壓等級分層累加的方式。德國的輸配電網(wǎng)中競爭單元多，各環(huán)節(jié)利潤預(yù)期總和高，隨著時間推演，電網(wǎng)費(fèi)用逐漸提高。
稅費(fèi)則是通過各級政府主管部門進(jìn)行核準(zhǔn)后納入電價體系。可再生能源附加費(fèi)主要用于向可再生能源電站運(yùn)營商支付補(bǔ)貼及其他支出，每年都會根據(jù)項目實際補(bǔ)貼情況進(jìn)行調(diào)整，2014年、2020年均上調(diào)了稅費(fèi)。
圖6為2010—2022年德國年用電量為3500 kW·h的居民家庭電價成本結(jié)構(gòu)。2010—2021年，德國平均用電價格上漲36%，其中供應(yīng)成本下降約3%，可再生能源附加費(fèi)、電網(wǎng)費(fèi)用分別上漲217%、33%，可再生能源附加費(fèi)、電網(wǎng)費(fèi)用的增加對電價上漲的貢獻(xiàn)度分別為53%、23%。
圖6 2010-2022年德國年用量為3500 kW·h的居民電價成本結(jié)構(gòu)
Fig.6 Cost structure of residential electricity price in Germany with an annual consumption of 3500 kW·h from 2010 to 2022
俄烏沖突后，德國停征了可再生能源附加費(fèi)，但化石能源發(fā)電成本飆升推動電價快速上漲，核電退役將加大風(fēng)險情景下電價上漲壓力。2022年，俄烏沖突引發(fā)歐洲能源供應(yīng)危機(jī)，大幅推高化石能源發(fā)電成本，德國日前電力批發(fā)市場的電價震蕩上升，屢創(chuàng)新高，終端的居民電價、工業(yè)電價較2021年分別上漲3%、23%。2023年初以來，受暖冬氣候、經(jīng)濟(jì)疲弱、天然氣庫存較高等因素影響，歐洲能源供需形勢明顯緩和，煤油氣價格大幅下降。4月15日核電完全關(guān)停后，德國日前市場價格并未出現(xiàn)明顯波動，如圖7所示。截至6月底，德國日前電價平均約為107歐元/(MW·h)，較去年同期下降45.7%。作為重要的基荷電源，核電關(guān)停后德國應(yīng)對未來能源供應(yīng)緊張風(fēng)險的能力將進(jìn)一步弱化，終端電價仍面臨上漲壓力。
圖7 2022年以來德國日前市場價格走勢
Fig.7 Market price trend in Germany since 2022
4 中德電力系統(tǒng)對比及建議
德國保障支撐能力強(qiáng)，德國常規(guī)電源裝機(jī)加上跨國聯(lián)絡(luò)線輸送能力遠(yuǎn)超最大負(fù)荷，保供能力強(qiáng)。中國火電因供熱供汽、煤質(zhì)差、設(shè)備檢修等原因，水電因水頭低等原因均可能存在出力受阻，若疊加新能源“極熱無風(fēng)、極寒無光”等極端情況，電力平衡將產(chǎn)生缺口，影響電力可靠供應(yīng)。
德國擁有充足的源、荷調(diào)節(jié)資源，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力強(qiáng)，靈活調(diào)節(jié)電源占總裝機(jī)的比重達(dá) 24%，需求側(cè)可調(diào)容量占最大負(fù)荷的比重超過 13%，可控負(fù)荷占比 1.6%?！笆濉逼陂g，中國新能源裝機(jī)占比從11.3%提升至24.3%，而抽水蓄能、調(diào)峰氣電等傳統(tǒng)調(diào)節(jié)電源占比始終維持在6%左右。需求側(cè)可調(diào)和可控資源占最大負(fù)荷比重較低，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力有限。
德國網(wǎng)架結(jié)構(gòu)合理，潮流分布均勻，電網(wǎng)阻塞少，為德國分散式市場模式的順利運(yùn)轉(zhuǎn)奠定了基礎(chǔ)。中國山西、冀北、黑龍江、青海等省份面臨網(wǎng)源發(fā)展不協(xié)調(diào)問題，局部地區(qū)仍存在網(wǎng)內(nèi)通道受阻情況，制約了清潔能源送出消納。
德國背靠歐洲大電網(wǎng)，通過65條交直流線路與歐洲12國互聯(lián)，在電源結(jié)構(gòu)上與周邊國家形成互補(bǔ)，可依靠跨國互濟(jì)支援應(yīng)對新能源出力隨機(jī)波動。中國跨省聯(lián)絡(luò)線輸電能力尚有不足，送受端區(qū)域內(nèi)相鄰省份發(fā)用電同時性強(qiáng)，迎峰度冬、度夏等關(guān)鍵期跨省區(qū)互濟(jì)共備、余缺互補(bǔ)仍有較大提升空間。
中德對于主力電源和集中式新能源的監(jiān)視和控制技術(shù)大致相同，主要差別在分布式電源。德國實現(xiàn)了對分布式光伏的可觀可控，并建立了較為完善的分級調(diào)控模式，而中國分布式光伏可觀可控正處于逐步試點(diǎn)階段，分級調(diào)控模式待進(jìn)一步探索。
德國允許可控負(fù)荷參與平衡市場，可控負(fù)荷可直接參與系統(tǒng)實時平衡調(diào)節(jié)，大幅增加了電網(wǎng)調(diào)節(jié)資源。采用現(xiàn)貨市場價格信號引導(dǎo)機(jī)組和負(fù)荷主動參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)，有效促進(jìn)新能源消納。中國主要采用需求響應(yīng)、有序用電等方式開展需求側(cè)管理，尚未實現(xiàn)由調(diào)度機(jī)構(gòu)對可控負(fù)荷直接控制，需求側(cè)資源較少參與實時調(diào)度。采用調(diào)峰輔助服務(wù)市場的方式滿足電網(wǎng)調(diào)節(jié)需求，部分現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)通過現(xiàn)貨市場滿足電網(wǎng)調(diào)節(jié)需求。
綜上所述，德國擁有堅實的源、網(wǎng)、荷基礎(chǔ)，為電力系統(tǒng)快速轉(zhuǎn)型提供了堅強(qiáng)的物質(zhì)基礎(chǔ)。近年來，中國新能源發(fā)展成效顯著，新能源消納利用率也處于較高水平。但是，隨著新型電力系統(tǒng)加速構(gòu)建，新能源發(fā)電占比進(jìn)一步提高，保供應(yīng)、促消納、穩(wěn)電價的壓力也將更加凸顯。參考德國經(jīng)驗，提出以下建議。
1）發(fā)揮常規(guī)電源、互聯(lián)電網(wǎng)和靈活系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力托底保障作用。充分發(fā)揮常規(guī)電源保供壓艙石作用；進(jìn)一步加強(qiáng)跨省跨區(qū)互聯(lián)電網(wǎng)建設(shè)；加快抽蓄、新型儲能、需求側(cè)資源開發(fā)和火電靈活性改造，切實提升系統(tǒng)靈活性；利用退役煤電機(jī)組建立戰(zhàn)略備用機(jī)組機(jī)制，發(fā)揮極端情況下的戰(zhàn)略備用作用。
2）加快完善與高比例新能源并網(wǎng)相適應(yīng)的監(jiān)測和控制手段。引入氣象預(yù)報模型預(yù)測發(fā)電能力和電力電量平衡，建立常態(tài)化監(jiān)測機(jī)制；擴(kuò)大對分布式光伏、新型儲能的調(diào)度控制范圍，加快完善與高比例新能源并網(wǎng)相適應(yīng)的分級調(diào)度體系和管理模式。
3）建立適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的煤電容量補(bǔ)償機(jī)制和電價形成與疏導(dǎo)機(jī)制。由于新能源大規(guī)模并網(wǎng)，煤電設(shè)備利用率、發(fā)電效率進(jìn)一步降低，導(dǎo)致火電發(fā)電成本呈上升趨勢。單純的電量電價機(jī)制無法體現(xiàn)低開機(jī)率下的煤電保障性功能，亟需建立調(diào)峰補(bǔ)償?shù)容o助服務(wù)市場以及容量電價機(jī)制。近年來，中國風(fēng)電、光伏發(fā)電成本下降明顯，大部分省份新建項目已實現(xiàn)平價上網(wǎng)，但平價上網(wǎng)不等于平價利用。電力系統(tǒng)在電源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)形態(tài)等方面將發(fā)生重大變化，必然涉及支撐新能源建設(shè)、輸送、消納等一系列新增成本，新增成本需要在各類市場主體間科學(xué)、公平負(fù)擔(dān)，同時應(yīng)充分考慮終端用戶的承受能力，逐步建立適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的電價形成和疏導(dǎo)機(jī)制。
注：本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調(diào)整，如需要請查看原文。
