德國能源轉(zhuǎn)型未來挑戰(zhàn)辨識(shí)
自德國能源轉(zhuǎn)型從21世紀(jì)初啟動(dòng)以來，德國一直在不斷調(diào)整政策以應(yīng)對能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程中各種問題，比如，《2000年可再生能源法》頒布以來，德國已經(jīng)先后四次修改。然而，這些措施只能解決德國能源轉(zhuǎn)型1.0階段和2.0階段的問題，并不能解決高比例可再生能源電力與現(xiàn)有電力系統(tǒng)完全兼容問題。
從長遠(yuǎn)看，未來能源轉(zhuǎn)型成功取決于技術(shù)與制度雙重“創(chuàng)新”。一方面，從技術(shù)上構(gòu)建一個(gè)能完全容納高比例可再生電力的波動(dòng)性與間歇性的電力系統(tǒng)。另一方面，必須解決邊際成本決定出清價(jià)格的交易制度與邊際成本為零的風(fēng)電和太陽能發(fā)電投資不可持續(xù)的矛盾。這是德國能源轉(zhuǎn)型的“問題與挑戰(zhàn)”給我們提供的最為寶貴的經(jīng)驗(yàn)和啟示。
根據(jù)本文前面所述邏輯，識(shí)別德國可再生能源轉(zhuǎn)型的真實(shí)挑戰(zhàn)，需要分“三步走”：首先分析當(dāng)前能源轉(zhuǎn)型過程中面臨的四大“問題”是否構(gòu)成能源轉(zhuǎn)型未來的“挑戰(zhàn)”；其次識(shí)別挑戰(zhàn)主要來自可再生能源中哪一種或幾種能源；最后，以德國能源轉(zhuǎn)型3.0階段，甚至4.0階段為前提條件，基于可再生能源特性分析德國能源轉(zhuǎn)型未來的真實(shí)挑戰(zhàn)是什么。
四大問題是否構(gòu)成“真實(shí)挑戰(zhàn)”？
我們逐一分析當(dāng)前德國能源轉(zhuǎn)型面臨的四大問題是否構(gòu)成未來的“真實(shí)挑戰(zhàn)。
首先，能源轉(zhuǎn)型所導(dǎo)致的財(cái)富不公平轉(zhuǎn)移和能源貧困問題不是德國能源轉(zhuǎn)型的“真實(shí)挑戰(zhàn)”。事實(shí)上，從德國2014年8月新修訂生效的《可再生能源法》已經(jīng)可以看到解決這一問題的思路和曙光。該法大幅縮小了享有可再生能源附加費(fèi)分?jǐn)偂盎砻鈾?quán)”的范圍，未來隨著這一豁免范圍的進(jìn)一步縮小，直至最終取消，所謂不公平分擔(dān)轉(zhuǎn)型成本問題就不存在了。至于能源貧困問題可以通過一定的社會(huì)政策加以解決，并不是能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程中不可解決的問題。
其次，德國能源轉(zhuǎn)型過程中出現(xiàn)的褐煤發(fā)電和碳排放不降反增問題，看上去似乎是一個(gè)“長期問題”而可能成為“真實(shí)的挑戰(zhàn)”。但這一問題并不僅僅是可再生能源發(fā)展規(guī)模提升的必然結(jié)果。除了可再生能源并網(wǎng)發(fā)電規(guī)模增加之外，煤炭價(jià)格下降、核電關(guān)閉，乃至冬季氣溫變化等都不同程度對這一問題的出現(xiàn)有過“貢獻(xiàn)”。因此，能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程中褐煤發(fā)電與碳排放增加盡管與“真實(shí)的挑戰(zhàn)”有關(guān)系，但仍屬于可以解決的階段性問題，因而也不構(gòu)成德國能源轉(zhuǎn)型的挑戰(zhàn)。
第三，能源轉(zhuǎn)型成本高也不是德國能源轉(zhuǎn)型的“真正挑戰(zhàn)”。盡管可再生能源附加費(fèi)一再攀升導(dǎo)致德國能源轉(zhuǎn)型成本高企成為各界關(guān)注、政府頭疼的問題，但這并不會(huì)成為最終妨礙德國能源轉(zhuǎn)型的主要障礙，構(gòu)成能源轉(zhuǎn)型的未來挑戰(zhàn)。德國能源轉(zhuǎn)型研究智庫機(jī)構(gòu)Agora Energiewende的研究發(fā)現(xiàn)，德國可再生能源附加費(fèi)（即EEG附加費(fèi)）在2023年將達(dá)到階段峰值后下降。該機(jī)構(gòu)基于德國可再生能源法確立的目標(biāo)和補(bǔ)貼豁免，以及目前的批發(fā)電價(jià)和可再生能源技術(shù)進(jìn)步帶來的成本下降而開發(fā)的模型預(yù)測，2017-2023年，受成本高的海上風(fēng)電建設(shè)的影響，EEG附加費(fèi)將在目前6.2歐分基礎(chǔ)上上升1～2歐分。2023-2035年期間，EEG附加費(fèi)將進(jìn)入穩(wěn)步下降時(shí)期，經(jīng)過通脹調(diào)整的EEG附加費(fèi)最低將下降到2.4歐分，低于目前的水平。
第四，目前看，可再生能源并網(wǎng)增加與電力批發(fā)價(jià)格下降之間的負(fù)反饋，以及這種負(fù)反饋對能源轉(zhuǎn)型的負(fù)面影響，是一個(gè)比較棘手的問題。德國到目前為止似乎也沒有找到好的應(yīng)對措施。這個(gè)問題，由于與可再生能源的基本特點(diǎn)密切相關(guān)，因而很有可能是德國未來能源轉(zhuǎn)型“真實(shí)挑戰(zhàn)”重要組成部分。
能源轉(zhuǎn)型的挑戰(zhàn)主要來自風(fēng)能和太陽能
綜合考慮各類可再生能源資源特點(diǎn)、技術(shù)成熟度、未來技術(shù)進(jìn)步潛力等，風(fēng)能和太陽能發(fā)電是未來最有潛力可再生能源技術(shù)。
2015年，德國可再生能源發(fā)電總量為187TW·h，其中風(fēng)力發(fā)電量為79TWh，占42.2%，生物質(zhì)發(fā)電量為45TWh，占24%，光伏發(fā)電量為39TWh，占20.8%。其余依次是水電、垃圾發(fā)電和地?zé)岚l(fā)電。 從風(fēng)電和太陽能光伏發(fā)電成本變化趨勢看，德國風(fēng)電發(fā)電成本自1990年以來已經(jīng)降低了50%以上，太陽能光伏系統(tǒng)成本下降了80%以上，且有繼續(xù)下降的趨勢。目前，德國陸上風(fēng)電的平準(zhǔn)化發(fā)電成本（LCOE)已經(jīng)低于硬煤發(fā)電，略高于褐煤發(fā)電；光伏發(fā)電成本比聯(lián)合循環(huán)發(fā)電成本略高。
更重要的是，其他可再生能源發(fā)電技術(shù)，很難在能源轉(zhuǎn)型3.0階段以后擔(dān)當(dāng)大任，因而不會(huì)成為德國未來能源轉(zhuǎn)型挑戰(zhàn)的主要來源。水力發(fā)電盡管技術(shù)成熟，發(fā)電成本低，但由于其水力資源可供開發(fā)的地理位置有限，加上水電開發(fā)時(shí)間已經(jīng)近90年，進(jìn)一步開發(fā)潛力有限。 生物質(zhì)能發(fā)電在德國起步較早，而且增長較快，發(fā)電量居德國可再生能源發(fā)電的第二位。2000—2014年，德國生物質(zhì)發(fā)電量增長了近14倍，年均增長率21.2%，僅次于光伏發(fā)電增長率。
然而，由于德國森林用地面積有限，加上木材和能源作物的使用與糧食種植、工業(yè)原材料使用及生態(tài)保護(hù)等方面的土地利用存在直接競爭，其增長潛力也很有限。同樣，垃圾發(fā)電規(guī)模也要受制于垃圾原料的供應(yīng)。地?zé)岚l(fā)電則因技術(shù)原因遠(yuǎn)未進(jìn)入大規(guī)模商業(yè)化推廣階段。因此，德國能源轉(zhuǎn)型的未來挑戰(zhàn)將主要來自太陽能和風(fēng)能。
德國能源轉(zhuǎn)型未來的兩大挑戰(zhàn)
德國能源轉(zhuǎn)型中的問題，有的是隨著可再生能源并網(wǎng)發(fā)電規(guī)模的提升而出現(xiàn)的，并且可以在發(fā)展過程中加以解決；有的則是隨著可再生能源規(guī)模提升而變得更加嚴(yán)重。因此，真正構(gòu)成能源轉(zhuǎn)型挑戰(zhàn)的問題要放到能德國源轉(zhuǎn)型的3.0或4.0階段，而不是1.0階段，即當(dāng)總發(fā)電量中可再生能源發(fā)電量達(dá)到65%或80%以上的情況下來討論。
基于上述思路，筆者認(rèn)為，德國能源轉(zhuǎn)型的真正挑戰(zhàn)來自風(fēng)電和太陽能發(fā)電的兩個(gè)本質(zhì)屬性所導(dǎo)致的問題。一是太陽能發(fā)電的間歇性對電網(wǎng)穩(wěn)定性的沖擊。二是風(fēng)電與太陽能發(fā)電邊際成本接近于零的特點(diǎn)導(dǎo)致其在現(xiàn)有電力市場難以收回投資。
因此，德國能源轉(zhuǎn)型能否成功，取決于能否解決這兩個(gè)問題，并成功應(yīng)對如下兩個(gè)挑戰(zhàn)：
一、能否建立兼容高比例光伏發(fā)電的電力系統(tǒng)？
作為一種新能源，太陽能具有清潔、用之不盡、分布廣泛等優(yōu)點(diǎn)。然而，從電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行角度看，太陽能光伏發(fā)電也有著與生俱來的弱點(diǎn)，包括：白天日升、晚上日落導(dǎo)致的發(fā)電間歇性；不確定的天氣和云彩影響光線導(dǎo)致發(fā)電的隨機(jī)性和波動(dòng)性。
光伏發(fā)電的早期階段，很多國家的電網(wǎng)公司常常以這些缺點(diǎn)會(huì)影響電網(wǎng)穩(wěn)定性，不利于電網(wǎng)安全為理由，拒絕光伏電力入網(wǎng)。但實(shí)際上，任何電網(wǎng)都容納一定范圍的抗供電或負(fù)荷波動(dòng)。因此，當(dāng)光伏電力并網(wǎng)規(guī)模不大時(shí)，不會(huì)對電網(wǎng)帶來實(shí)質(zhì)性的不利影響。歐洲國家的可再生能源入網(wǎng)經(jīng)驗(yàn)也表明，風(fēng)電或光伏發(fā)電滿足大型電網(wǎng)15%左右的電力需求，不會(huì)對電網(wǎng)產(chǎn)生嚴(yán)重的技術(shù)或?qū)嶋H問題。
然而，光伏發(fā)電的間歇性與波動(dòng)性的不利影響隨著光伏裝機(jī)規(guī)模增長而遞增。隨著光伏裝機(jī)數(shù)量不大擴(kuò)大，白天光伏發(fā)電數(shù)量越多，白天電力過剩的概率越大。相應(yīng)的，當(dāng)晚上光伏設(shè)施停止發(fā)電時(shí)，電力供應(yīng)的缺口就越大。因而需要更多靈活響應(yīng)的常規(guī)電源（如燃?xì)夂腿济喊l(fā)電機(jī)組）作為備用在晚上提供電力。而且，隨著光伏裝機(jī)規(guī)模的增長，因天氣變化而導(dǎo)致的光伏發(fā)電波動(dòng)性也隨之加大。2014年，德國光伏發(fā)電年發(fā)電量34.9TW·h，但一年中光伏發(fā)電出力波動(dòng)相當(dāng)大。
以2014年1月20-26日（冬季）這一周為例，德國光伏最大瞬時(shí)出力僅為410萬千瓦，占光伏總裝機(jī)容量的11%。而到了2014年6月9日這一天，因光照條件非常好，光伏當(dāng)日最大出力在中午13時(shí)達(dá)到2300萬千瓦，首次超過當(dāng)日系統(tǒng)負(fù)荷的50%，占光伏總裝機(jī)容量的60%。并且6月9日當(dāng)天光伏裝機(jī)出力變化也相當(dāng)大：從早上6時(shí)的17萬千瓦快速攀升至中午13時(shí)的2300萬千瓦。
由此，德國能源轉(zhuǎn)型產(chǎn)生了一個(gè)發(fā)展中的“悖論”：以減少化石燃料消費(fèi)和改善大氣為目標(biāo)的光伏發(fā)電的成功推進(jìn)，其代價(jià)是燃煤或燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組作為備用容量的跟進(jìn)，以及這些機(jī)組發(fā)電小時(shí)數(shù)減少和頻繁啟停導(dǎo)致的成本上升。如果這一問題不解決，德國能源轉(zhuǎn)型可能會(huì)陷于“此消彼長”的狀況：一方面，可再生能源發(fā)展帶來的能源清潔化和成本下降；另一方面，備用常規(guī)能源的“污染”增加和成本上升。
德國能源轉(zhuǎn)型成功的重要經(jīng)驗(yàn)之一，是其通過提高電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)靈活性，較好地解決了現(xiàn)階段光伏發(fā)電設(shè)施出力的間歇性和波動(dòng)性對電網(wǎng)的影響。然而，雖然這些措施在德國能源轉(zhuǎn)型1.0階段，甚至20階段能夠有效應(yīng)對上述問題的方法，但恐怕不足以應(yīng)對3.0階段和4.0階段的光伏發(fā)電“量級(jí)”下出力間歇性與波動(dòng)性問題。
首先，隨著德國能源轉(zhuǎn)型從1.0階段向2.0、3.0和4.0階段過渡，“充分挖掘現(xiàn)有化石燃料電廠靈活度，包括降低最小電廠功率，提高最大負(fù)荷梯度增加，縮短開機(jī)時(shí)間”這一方法的“用武之地”將越來越小，因?yàn)檗D(zhuǎn)型的目標(biāo)之一就是要用可再生能源發(fā)電替代常規(guī)能源發(fā)電。
其次，“通過技術(shù)與經(jīng)濟(jì)手段削峰填谷，轉(zhuǎn)移需求側(cè)負(fù)荷”的方法潛力也是有限的。通過改變用電大戶比如電解鋁廠的用電行為，大約20%的負(fù)荷是可以轉(zhuǎn)移的。但是現(xiàn)代人有自己的作息規(guī)律，而且很難改變，大規(guī)模負(fù)荷很難轉(zhuǎn)移。不可能要求人們晚上不做飯或看電視，或者等待太陽落山后三個(gè)小時(shí)再打開電燈。
第三，通過熱電聯(lián)產(chǎn)和采用可再生能源供熱等方式受既定時(shí)空范圍內(nèi)電源條件和負(fù)荷匹配情況限制，也難有很大的挖掘潛力。
最后，利用鄰國電網(wǎng)消納德國光伏發(fā)電的波動(dòng)性，以維持電網(wǎng)平衡。目前來看，這一方式似乎是德國在應(yīng)對短期光伏出力大幅波動(dòng)的最主要方式。這里，以2014年6月9日德國光伏發(fā)電出力超過系統(tǒng)50%那一天情況為例加以說明。
從圖3可以看出，6月9日中午光伏出力非常大，至中午13時(shí)光伏出力達(dá)到最高值，約2300萬千瓦，此時(shí)光伏出力占電網(wǎng)系統(tǒng)出力超過50%。從上午8點(diǎn)到下午18點(diǎn)，其他電源，包括常規(guī)電源（火電、核電、水電）、風(fēng)電、生物質(zhì)發(fā)電的出力，并沒有發(fā)生很大波動(dòng)。
圖3 2014年6月9日德國發(fā)電、用電及進(jìn)出口情況
但需要注意的是，德國電力9日全天處于盡出口狀態(tài)，且變化與光伏出力高度吻合。也就是說，當(dāng)?shù)聡照諚l件好，光伏出力暴漲的時(shí)候，出口是消納德國過剩光伏出力的主要途徑。
根據(jù)德國弗勞恩霍夫太陽能研究所提供的歐洲能源交易所（EEX）的數(shù)據(jù)，6月9日13時(shí)德國向周邊國家出口電力情況是：向荷蘭出口244萬千瓦，向丹麥出口170萬千瓦，向法國出口300萬千瓦，向捷克出口110萬千瓦，向瑞士出口54萬千瓦，向奧地利出口531萬千瓦，合計(jì)出口1409萬千瓦，占當(dāng)時(shí)德國光伏出力（2300萬千瓦）的61%。即德國利用鄰國電網(wǎng)消納了61%的過剩電力。
如果在光伏發(fā)電占電力消費(fèi)比重僅為6%（2014年數(shù)據(jù)）時(shí)，鄰國電網(wǎng)已經(jīng)成為德國應(yīng)對光伏出力波動(dòng)性的主要手段，那么隨著德國光伏發(fā)電規(guī)模進(jìn)一步提升，以及鄰國，乃至歐盟其他國家光伏發(fā)電裝機(jī)的進(jìn)一步擴(kuò)張，這些國家將同時(shí)因光伏出力的暴漲暴跌而同時(shí)陷于過?；蚨倘?。也就是說，光伏出力的間歇性和波動(dòng)性最終會(huì)成為所有國家的問題。
風(fēng)電與光伏發(fā)電一樣也是出力波動(dòng)性較大的電源，為什么風(fēng)電不會(huì)成為德國能源轉(zhuǎn)型的未來挑戰(zhàn)呢？這是因?yàn)?，風(fēng)電的波動(dòng)性與光伏不完全相同。一是風(fēng)能和太陽能不同，晚上一定沒有陽光，但可能會(huì)有風(fēng)；二是目前的技術(shù)已經(jīng)可以在一定時(shí)間內(nèi)提前預(yù)測風(fēng)力，從而為平滑風(fēng)電出力提供有利條件。歐洲各國風(fēng)電發(fā)電經(jīng)驗(yàn)表明，通過在相當(dāng)大的區(qū)域匹配位置多樣化的足夠風(fēng)機(jī)時(shí)，可以實(shí)現(xiàn)從電網(wǎng)的層面的風(fēng)電平滑出力。
美國GE公司2014年推出的智慧風(fēng)場，即通過安裝在風(fēng)機(jī)上的傳感器可以預(yù)測未來30分鐘的風(fēng)況，加上利用當(dāng)前技術(shù)的儲(chǔ)能平滑系統(tǒng)就可以為電網(wǎng)提供可預(yù)期的穩(wěn)定功率輸出，電網(wǎng)運(yùn)營商可以借此提前判斷是否需要提前補(bǔ)充電力。并且，根據(jù)GE公司的PowerUp技術(shù)能夠根據(jù)風(fēng)機(jī)機(jī)組的實(shí)際情況，優(yōu)化運(yùn)營參數(shù)，提升發(fā)電量5%，相當(dāng)于為風(fēng)場增加20%的利潤。
二、能否建立兼容邊際成本為零的風(fēng)電和光伏發(fā)電的電力市場交易制度？
盡管目前全球可再生能源發(fā)展“運(yùn)動(dòng)”如火如荼，但如果從成本回收和經(jīng)濟(jì)可持續(xù)性角度冷靜分析，就會(huì)發(fā)現(xiàn)，在現(xiàn)有的電力交易制度下，離開了政府的補(bǔ)貼政策，風(fēng)電和光伏發(fā)電根本無法收回投資成本。這是因?yàn)?，目前包括德國在?nèi)的主要國家電力市場是圍繞化石燃料發(fā)電建立的，與風(fēng)電和光伏發(fā)電不相容。
歐洲和德國電力市場競價(jià)上網(wǎng)的基本規(guī)則是：按照不同發(fā)電類型的邊際成本進(jìn)行優(yōu)先順序排序，競價(jià)時(shí)按照邊際成本由低到高排序。當(dāng)電力市場中沒有可再生能源時(shí)，按照邊際成本從低到高，首先競價(jià)成功的是核電、其次是煤電、氣電。電力市場供給與需求出清價(jià)格或批發(fā)價(jià)格，由既定市場需求水平上的最后一家發(fā)電廠的邊際成本決定（圖4-a）。
圖4 德國可再生能源上網(wǎng)對電力市場出清價(jià)格影響
與化石燃料發(fā)電廠相比，風(fēng)電和太陽能發(fā)電的特點(diǎn)是高投資成本、低運(yùn)營成本和零燃料成本，其發(fā)電邊際成本接近于零。當(dāng)可再生能源進(jìn)入電力市場，由于可再生能源發(fā)電邊際成本最低（接近于零），加上法律規(guī)定電網(wǎng)優(yōu)先全額收購，因此首先是可再生能源電力進(jìn)入市場，然后才是核電、煤電通過競價(jià)進(jìn)入市場滿足電力需求。在這種情況下，邊際成本更高的天然氣發(fā)電，甚至部分煤電就被排除在市場之外。電力市場供應(yīng)曲線（邊際成本線）右移、結(jié)算價(jià)格下移，導(dǎo)致結(jié)算價(jià)格下跌（圖4-b）。
在這樣的市場交易制度下，風(fēng)電與太陽能發(fā)電和電力交易制度的不兼容性主要表現(xiàn)在：一方面，大量的風(fēng)電和太陽能發(fā)電進(jìn)入市場，大幅拉低了市場交易電價(jià)（批發(fā)價(jià)格）。2008～2014年，德國電力批發(fā)因風(fēng)電和光伏發(fā)電大量并網(wǎng)，每兆瓦時(shí)電力批發(fā)價(jià)格下降了55.6%。 電力批發(fā)價(jià)格的持續(xù)下跌打擊投資者對傳統(tǒng)電源的投資積極性，最終將導(dǎo)致系統(tǒng)備用容量和輔助服務(wù)電源不足，電力系統(tǒng)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)增加。
另一方面，風(fēng)能和太陽能光伏電力出力不能由發(fā)電廠運(yùn)營者控制（棄風(fēng)是唯一的例外）。由于邊際運(yùn)營成本接近于零，因此無論交易電價(jià)高或低，風(fēng)能和太陽能光伏總是在有風(fēng)和陽光時(shí)發(fā)電。這就形成了發(fā)電量增加和電價(jià)下降的不斷強(qiáng)化的負(fù)反饋：風(fēng)能和光伏設(shè)施發(fā)電量越大，電力批發(fā)價(jià)格下降越快，從而電力系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)壓力越大。在風(fēng)力較大和陽光普照時(shí)，風(fēng)能和光伏占比較高，市場電價(jià)就可能降到最低水平，如1～2歐分/千瓦時(shí)。 理論上，風(fēng)電和光伏電力價(jià)格可以下降到零。也就是說，風(fēng)能和太陽能在以邊際成本為基礎(chǔ)的現(xiàn)貨市場上破壞了自己的市場定價(jià)。因此，如果沒有政府補(bǔ)貼政策，風(fēng)能和太陽能光伏無法從以邊際成本為基礎(chǔ)的市場收回足夠資金，彌補(bǔ)其在市場上進(jìn)行初期投資的平均成本。因?yàn)楫?dāng)有風(fēng)或陽光時(shí)，交易電價(jià)總會(huì)低于市場平均價(jià)格。
隨著越來越多的風(fēng)能和太陽能光伏發(fā)電廠被建造并同時(shí)發(fā)電，情況會(huì)更加嚴(yán)重。德國政府已經(jīng)意識(shí)到這一問題，目前正在探索建立容量市場以保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的可能性，但目前尚未采用。因?yàn)檫^大的容量市場會(huì)加大市場扭曲程度，進(jìn)一步抬高能源轉(zhuǎn)型的成本。
