德国高比例可再生能源发电转型中保障电力安全供应的经验和启示

　　摘要：在全球能源转型的浪潮中，德国是当之无愧的先行者，其可再生能源发电比例已超过50%，同时依然是电力供应最安全、最稳定的经济体之一。在我国“碳达峰、碳中和”国家战略的引领下，未来接入上海电网的可再生能源将大幅提高，如何在新形势下保障电力供应安全是上海建设具有国际影响力大都市过程中的必答题。总结德国在能源转型过程中电力系统的发展经验，对比分析上海电力系统的发展特点，提出了在能源转型过程中保障上海电力供应安全的相关建议。

　　关键词：可再生能源;德国;发电;转型;电力安全;保障

　　前言

　　在全球能源转型的浪潮中，德国曾经被视为激进者，高比例可再生能源发展目标让反对者对电力供应的安全稳定性深表忧虑。如今，德国已成长为可再生能源发电比例超过50%的环保先锋，同时依然是电力供应最安全、最稳定的经济体之一。

　　2021年12月15日，德国新任总理朔尔茨在其上任后的首份政府报告中，将2030年可再生能源发电比例目标从之前设定的65%提高到80%，再一次震惊世界。德国在能源转型方面如此大刀阔斧，固然有政治原因，但冗余的常规电源1、坚强的跨国电网、完善的电力市场才是德国电力安全性领跑世界的深层原因。

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　　在我国“碳达峰、碳中和”国家战略的引领下，未来接入上海电网的可再生能源将大幅提高，如何在新形势下保障电力供应安全是上海建设具有国际影响力大都市过程中的必答题。课题组总结德国能源转型中电力系统的发展经验，对比分析上海电力系统的发展特点，提出了在能源转型过程中保障上海市电力安全稳定供应的相关建议。

　　1德国经验：内外并举保障常规电源足量供应

　　德国从本世纪初开始能源转型战略以来，以风电和光伏为主力的可再生能源装机量快速提升。可再生能源发电量在电能消费中的占比从2000年的6%上升到2020年的46%。尽管具有间歇性和不确定性的可再生能源发电比例一直在上升，德国仍然是世界上电力供应最可靠的国家之一。电网终端用户平均停电时间呈逐年减少趋势，2020年用户平均停电时间仅10.73min，在欧盟国家中位列第二，仅次于瑞士，远超美国、加拿大的最好纪录。德国在能源转型的过程中，电网安全稳定性和供电可靠性未受到负面影响，背后的原因主要有以下三个方面。

　　1.1常规电源提供托底保障

　　1)以煤电、气电为代表的常规电源提供了充足的电力冗余虽然新能源装机已占德国电力装机的一半以上，但常规电源装机总量未有减少，并可满足德国最大电力负荷需求。2020年德国最高电力负荷约8000万kW，总装机规模约2.2亿kW，系统备用率高达170%。水电、生物质发电、核电、煤电及燃油、燃气发电等常规电源装机容量约1亿kW，即使风电、光伏发电在负荷高峰时段出现低功率现象，整个系统仍然能够提供足量的电力供应。

　　2)常规电源调节能力强德国风电、光伏发电出现波动时，抽水蓄能、燃气发电、燃煤发电甚至核电均参与调节。承担调峰主力的燃煤发电调节能力极强，大部分硬煤电厂2可向下调节到最高出力的10%，褐煤电厂经过改造后可向下调节到最高出力的40%左右。灵活性电源很好地保障了电力的稳定供应。

　　3)拟关停燃煤机组提供安全备用电服务为了确保在特殊情况和出现突发事件时的供应安全，德国于2016年建立了安全备用电机制。安全备用电容量由燃煤电厂退市进程中计划关停的发电厂提供。在其它措施用尽的前提下，这些电厂必须根据输电网运行商的请求，在10到11天的时间内投产发电。目前，德国有8台发电机组可提供270万kW的安全备用电，占燃煤发电装机容量的6%。

　　1.2跨国电网提供坚强支撑

　　德国电网位于欧洲大陆的中心，与周围国家的电网联系非常紧密。目前，德国电网通过28条380～400kV和31条220～285kV的输电线路与瑞典、丹麦、法国、荷兰等10多个国家的电网互联，跨国输电能力达到2700万kW，占系统最高负荷的1/3。欧洲各国发电结构差异很大，跨国电力交易需求高，为德国可再生能源消纳提供了条件。例如，法国是核电第一大国，核电占总发电量比重超过70%;荷兰天然气储备丰富，燃气发电占比超过50%;瑞典水力资源丰富，水电占40%。

　　当德国可再生能源发电较高时，可以将多余电力出口至邻国电网。例如，2020年2月9日早晨，出口电力达到1500万kW，相当于近半数的风、光发电被输送到了其他国家。当德国可再生能源发电不足时，可以通过电力进口保障供应。例如2020年2月27日傍晚，太阳接近下山后光伏几乎无出力，风力发电也仅有600万kW。在本国常规电源调节能力用尽后仍无法满足全部负荷的情况下，德国从邻国电网进口了850万kW电力，成功保障了供应安全。

　　1.3电力市场提供价格激励

　　1)德国电力现货市场的出清价格调节机制使得常规电源更有动力根据风光发电调节出力由于德国风光发电的边际成本在近几年已经低于煤炭和天然气发电，电力现货市场的价格往往与当时清洁能源发电量的盈余程度成反比。当可再生能源出力高时，现货市场价格下降，售电盈利减少，水电、煤电、燃气发电等各类常规电源就会尽可能压低出力。而当风光发电出力不足，现货市场价格大幅上涨，刺激各类常规电源尽最大能力发电。

　　2)受市场价格机制刺激，建设灵活性电源的积极性增强以2020年9月为例，电价曲线在一天内有非常明显的峰谷差，最高位和最低位平均相差约20～30欧元/MWh(折合人民币约144～216元/MWh)。灵活性电源得益于其快速响应能力，能够在电价低时尽量减少出力，电价高时尽快增加出力，达成较好的盈利。因此，投资主体建设灵活性电源的积极性大大增强，同时常规电源机组也会产生较大意愿进行灵活性改造。

　　1.4存在问题值得注意的是，虽然在可再生能源迅猛发展的同时，德国电力市场出清电价稳中有降，但终端销售电价持续上涨。德国居民电价在过去20年上涨了78%，2020年居民电价34.3欧分/kWh(约合人民币2.47元/kWh)，比欧洲平均水平高出50%。

　　最主要的原因是销售电价中可再生能源分摊费持续上涨，从2004年的0.0051欧元/kWh(约合人民币0.039元/kWh)上涨到2020年的6.756欧分/kWh(约合人民币0.5元/kWh)，占居民电价的20%。随着可再生能源发电占比的进一步提高，包括电网扩建在内的电力投资极有可能促使电价继续上涨。长此以往，不仅德国的营商环境将遭受负面影响，家庭和企业的经济负担也会过重。

　　2上海特点：系统调节能力仍有提升空间

　　受城市资源空间限制，上海本地风电、光伏发展相对缓慢，目前消纳的可再生能源主要为外来水电。2020年消纳可再生能源电量占全社会用电量比重达36%，在我国东部地区排名第一。其中近90%来自市外水电，其余10%来自本地风电、光伏和生物质发电。

　　由于市外水电大部分不参与调峰，造成水电汛期用电负荷低谷时段电网调峰困难，即使本地火电机组采用最小开机方式，仍存在约100万~200万kW的调峰缺口，只能通过与安徽等周边省份进行电量置换勉强解决。未来随着本地风电、光伏的大规模开发，不可控电源的比例大幅上升，电网安全稳定运行将面临更大的挑战。

　　2.1常规电源占比高但调节能力未充分释放

　　1)常规电源占比高，但备用率远低于德国上海是典型的受端电网，电力供应由本地电源(约占60%)和市外来电(约占40%)共同保障。本地电源中90%以上为煤电、燃机等常规电源，市外来电则全部为水电、核电等常规电源。按照电力供应能力3900万kW(考虑高峰时期燃机出力受阻)、最高负荷3400万kW计算，备用率仅为15%，大幅低于德国的170%。

　　2)常规电源调节能力远未释放市外来电中占比近60%的西南水电和核电不参与调节，本地电源中自备电厂不参与调节，热电联产机组调节能力受供热负荷限制。虽然近年来通过运行管理优化，所有30万kW级以上公用电厂燃煤机组均实现了60%的调峰能力，但总体来看与德国硬煤电厂的90%调峰能力相比仍有不小差距。

　　2.2跨省电网受电能力强但互济能力未充分发挥

　　1)上海电网位于华东电网末端，对外形成“五交四直”的受电通道格局交流方面，通过2回1000kV和3回500kV输电线路与华东电网相连。直流方面，通过1回±800kV输电线路与西南电网联络，通过3回±800kV输电线路与华中电网联络。跨省电网总体受电能力达到2100万kW，目前仍有约400万kW通道能力未用足。

　　2)华东区域各省市发用电结构相似度高，电价水平差距不大，导致开展省间电力交易的主动性不足目前，上海的跨省电力交换以完成受电计划为主。直流方面，全部落实国家计划，全额消纳区外可再生能源;交流方面，主要落实皖电东送、秦山核电、华东统配电等计划分电。少量的省间余缺互济为基于行政指令的保障性措施，仅在秋季汛期上海电网调峰困难、极端天气下供电能力不足等特殊条件下发挥作用。

　　2.3市场化交易机制不成熟，灵活性资源缺乏价格激励

　　上海的电力生产和交易仍以行政指令为主，市场化交易电量占全社会用电量比例不超过10%。在以常规电源为主的传统电力系统中，计划模式有力保障了上海的电力供应安全。但随着风光等间歇性可再生能源占比不断提高，原有模式将越来越无法满足系统安全稳定运行的需求。

　　1)促进新能源消纳的市场机制还未建立，影响调节性资源的灵活调配风光可再生能源的间歇性和波动性巨大，需要通过市场在短时间内大规模调配调节性资源以实现电力实时平衡。

　　2)电价对调节性资源的激励作用未充分释放常规机组参与调峰、调频、系统备用等辅助服务的价值未能与收益直接挂钩，抽水蓄能、新型储能等价格形成机制未理顺，导致常规机组参与系统调节的动力不足，投资主体新建灵活性资源的积极性不高。

　　3上海应对高比例可再生能源的启示

　　在“碳达峰、碳中和”国家战略的引领下，未来上海将大力发展风电、光伏等波动性可再生能源，应妥善处理市内外不同资源间的互补、协调、替代关系，在确保电力供应安全的前提下，推动新能源大规模、高比例、高质量发展。

　　3.1发挥常规电源托底保障作用将常规机组规模控制在合理水平，确保安全托底的能力。尽量保持燃煤机组总量不减少，适当提高燃气机组装机规模。大力推进火电机组灵活性改造，力争公用电厂燃煤机组调峰能力达到80%，引导自备电厂参与调峰。利用退役煤机建立战略备用机组机制，石洞口一厂、外高桥一厂、吴泾等拟等容量替代老旧机组和宝钢自备电厂，根据场址和电网等情况选择部分机组“关而不拆”，发挥极端情况下的战略备用作用。

　　3.2发挥区域合作互济互保作用加强区域电源共建合作，建议与核电厂址资源丰富的福建加强合作，布局大型核电基地，争取更多常规电源供应;与抽蓄资源丰富的安徽、浙江合作开发抽水蓄能电站，争取更多灵活调节资源。加强区域调峰能力建设，在现有以余缺调剂为主的省际调峰互济模式基础上，不断扩展调峰资源的共享范围和利用方式，逐步推行全网联合调峰。加强对外联络通道建设，推进新增特高压入沪通道，优化与江苏、浙江的联网通道，进一步提高上海电网的受电能力。

　　3.3发挥电力市场资源配置作用

　　研究建立促进新能源消纳的市场机制，逐步完善辅助服务市场，引导煤电、气电等常规电源，以及储能、电动汽车等新型市场主体积极参与调峰、调频、应急备用等辅助服务，加强对新能源消纳的支撑。完善与现货市场配套的电价机制，提高各类灵活性资源参与系统调节的积极性。应对新能源大规模发展带来的系统成本上升问题，保持合理电价水平。推动建立以节约能源为导向的电价机制，推动能源转型和节能提效。

　　作者：兰莉

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