中國儲能網(wǎng)訊：作為歐洲能源轉型的模范生，德國大力發(fā)展新能源，并決定于2038年完全退出煤電。2021年1月德國退煤正式拉開帷幕，通過拍賣決定了裝機容量6.3GW的煤電機組關停，其中包括建成只有6年的兩家電廠。然而，由于寒潮以及風電出力低，德國第一季度的現(xiàn)貨電價幾度飆升過百歐元，月均電價漲至四年來最高。電力供應緊張也使得原本關停的煤電機組臨時啟動，第一季度的煤炭發(fā)電量比2020年同期增加近30%。
隨著煤電裝機的減少和2022年完全棄核，德國不光將從電力凈出口國轉為進口國，還很可能面臨電力供應缺口，最高可達5GW。近期德國聯(lián)邦審計署指責經(jīng)濟部的規(guī)劃不當，使能源轉型陷入困境，面臨電價上漲失控和電力短缺的威脅。
歐洲碳價持續(xù)高位，將繼續(xù)擠壓煤電利潤空間，可能推動德國在2030年提前實現(xiàn)退煤。與此同時，要提高電力系統(tǒng)的可靠性，加快儲能等發(fā)展，還是增加氣電或重啟容量機制，需要詳細規(guī)劃。2020年冬天中國多省缺電，加上2021年初美國得州電力危機，低碳轉型的同時如何保證電力可靠供應，是各國電力系統(tǒng)共同面對的挑戰(zhàn)。
退煤拉開帷幕，兩家電廠僅運營6年
德國聯(lián)邦政府在2018年成立了“增長、結構變化和就業(yè)委員會”，也稱“煤炭委員會”，制定逐步淘汰煤炭發(fā)電的戰(zhàn)略，實現(xiàn)其氣候減排目標。2019年1月委員會發(fā)布了退煤路線圖，決定逐步關閉煤電廠，在2022年將裝機容量從約40GW減少為30GW，在2030年降為17GW，最后在2038年全部退出。其中，褐煤(Brown Coal)電廠的關閉主要是通過和電力集團談判協(xié)商補貼金額來實現(xiàn)，因為牽涉到褐煤煤礦工人的補償安置。而硬煤(Hard Coal)電廠則主要通過公開拍賣招標，2027年之后不再提供“關停補貼”，根據(jù)建成年份逐步關停。
2020年9月份，德國聯(lián)邦網(wǎng)絡管理局(BNetzA)舉辦了第一批硬煤電廠退役的公開拍賣，一共招標4GW。而12月初公布的結果顯示出投標競爭激烈，有4.8GW煤電機組中標，平均補償金額為6.6萬歐元/兆瓦，遠低于拍賣最高限價16.5萬歐元。這些機組于2021年1月份退出電力市場。德國輸電系統(tǒng)運營商在進一步評估了這些機組對電網(wǎng)的必要程度后，保留了北威州的三個機組，暫時將其納入備用，以在緊急情況下保障電力供給，并將在6月底作出最終的關停安排。
此后，聯(lián)邦網(wǎng)絡管理局又開始了第二輪硬煤電廠關閉拍賣，總容量約為1.5GW，最高出價為15500歐元MW，并允許南部的電廠參與。3月底公布的拍賣結果顯示三個煤電機組中標，將于2021年年底關閉。同時也宣布了其他煤電廠的關停時間表的草案，之后再根據(jù)每一次拍賣的實際結果進行調(diào)整。
圖1 德國2021年1月份和12月份分別關閉的4.8GW和1.5GW煤電機組名單
來源：德國聯(lián)邦網(wǎng)絡管理局(BNetzA)
頭兩次硬煤電廠退煤拍賣的競標之激烈，符合各界預期，因為拍賣的限價會逐年遞減，從2020年的最高16.5萬歐元，下降到2026年的8.9萬歐元，此后關閉的電廠就拿不到補貼。
在關停的煤電廠名單中，有兩家電廠運營僅6年時間。
建于2015年的Moorburg電廠的關閉，早有預兆。德國北部地區(qū)的可再生能源裝機容量較高，也經(jīng)常由于南北之間電網(wǎng)輸電容量有限，無法在風電出力高峰期將所有電力輸送到南部的負荷中心，位于北部的火電發(fā)電機組的運行時間受到可再生能源的擠壓，所以Vattenfall公司旗下的這家煤電廠自運營以來就一直虧損，年平均運行時間不足2000小時。同時，因為漢堡市本來就計劃在2030年完全關閉化石能源熱電廠，所以Moorburg電廠在2019年申請的接入市區(qū)熱力系統(tǒng)也未被批準。此外，環(huán)保組織多次反對修建該煤電廠，尤其因為其對河流的污染。Westfalen煤電廠的情況也大致類似。
在日前市場，發(fā)電機組按照邊際成本報價，對于煤電來說，即燃料價格加碳價，電力集團加速轉型，努力減少高碳資產(chǎn)，運營年限短的煤電廠由于煤耗低，效率高，邊際成本較低，在日前市場更容易中標，可以幫助企業(yè)提前鎖定退煤補貼，因此預計在以后的拍賣中會出現(xiàn)更多類似情況，即較新的機組去競標退煤拍賣。
然而，這些較新的煤電廠因為邊際成本低，在日前電力市場的優(yōu)先次序曲線中占有優(yōu)勢，如下圖2所示，所以Moorburg和Westfalen這樣的煤電廠關停退出電力市場，意味著需要其他相對較舊和邊際成本較高的機組來填補這個缺口，因此推高現(xiàn)貨出清電價。
圖2 2020年12月29日德國日前電力市場機組優(yōu)先次序曲線
來源：路孚特電力研究
電價第一季度處于高位，部分源于退煤
從德國第一季度市場電價的走勢來看，退煤在一定程度上抬高了電價。2021年年初，西歐多數(shù)國家遭遇寒潮，疊加風電出力較低，現(xiàn)貨電價飆升突破100歐元/MWh。雖然這些極高的峰值電價持續(xù)的時間最多幾個小時或者一天，但是還是造成了第一季度德國的市場電價處于高位，平均在50歐元的水平，為四年來最高。
圖3 2018年至2021年德國日前電價月均值(歐元/MWh)
來源：歐洲能源交易所
一方面，第一季度西歐電價整體偏高，也是因為煤炭天然氣和碳配額價格上升，推高發(fā)電成本。另一方面，4.8GW煤電機組的關停，減少了可用裝機容量，進一步推高了峰值電價。
北歐電力分析機構EnergyQuantified估算，年初關停4.8GW煤電，使得德國日前電價峰值上漲約10歐元/MWh。圖4顯示了2020年第1至53周德國煤電機組運行容量的變化，藍色線為全部機組，黑色線則為2021年關閉的第一批4.8GW煤電機組。可以看出，在2020年的高峰時段，這些機組最高供應了4GW的電力，一半時段有2GW在運行，只有第二三季度的運行容量較低。也就是說，2021年初寒潮推高德國用電負荷的時段，這些被關閉的煤電機組原本可以提供2-4GW的電力，但是現(xiàn)在只能由成本更高的機組來填補缺口，所以使得峰值電價更高。
圖4 2020年德國煤電機組每周運行容量(MW)
來源：德國電網(wǎng)，EnergyQuantified
電力可用容量因退煤和棄核銳減
德國繼續(xù)推進關閉煤電，同時又要在2022年底實現(xiàn)棄核，關?，F(xiàn)有的8GW核電機組，這都會減少可用容量，到2023年累計降低17GW。這一趨勢之下，不僅德國將從電力凈出口國，轉變?yōu)殡娏暨M口國，尤其是增加對法國核電的依賴，在極端條件下，比如類似于年初的寒潮疊加低風電的時段，德國的電力供應還會更加緊張。北威州的Heyden電廠，原本已經(jīng)在1月初關停進入備用，又六次被啟動來應付短時飆升的用電負荷。
圖5 2020至2030年德國煤電和核電機組容量變化(GW)
來源：德國聯(lián)邦網(wǎng)絡管理局(BNetzA)
德國將面臨的供電緊張局面，在近期初現(xiàn)端倪。3月22日至28日的這一周，德國的發(fā)電結構對比十分鮮明。最初幾天，風電出力非常低，不到10GW。用電負荷高于本國發(fā)電容量，最大缺口達15GW，需要依賴進口。而到周末時段，風電回升，出力超過了30GW，德國在高峰時段出口富裕電力給鄰國。
然而，到2023年時，核電和煤電容量比下圖減少17GW，如果在冬季再遇上類似的低風電時段，那么德國就要面臨較大的供電缺口，雖然大部分可以通過跨國輸電來滿足，尤其是德國和挪威之間新修建的1.4GW海底輸電纜剛剛運營，氣電和儲能以及需求側相應等也會在近兩年繼續(xù)發(fā)展，但是仍有較大概率電力供應不足。業(yè)界專家認為，尖峰負荷缺口最高可達5GW。
圖6 2021年3月22日至28日每小時德國發(fā)電電源結構(GW)
來源：歐洲能源交易所，德國電網(wǎng)
退煤或在2030年提前實現(xiàn)
如何保障電力供應
盡管德國制定的退煤期限為2038年，業(yè)界目前認為，因為氣候目標以及大力發(fā)展可再生能源的政策導向，煤電的生存空間非常有限。歐洲碳配額價格已經(jīng)突破40歐元每噸而且預期繼續(xù)上漲，這將大幅擠壓煤電的利潤空間，所以退煤也許在2030年就可以提前實現(xiàn)。
在2021年修訂的可再生能源法案中，德國制定目標，2030年光伏裝機要達到100GW，海上風電和岸上風電分別達到20GW和71GW。德國聯(lián)邦網(wǎng)絡管理局在年初發(fā)布的2035電網(wǎng)規(guī)劃草稿中，預期煤電完全退出，風電和光伏裝機量繼續(xù)增長，同時也規(guī)劃了一定的儲能和氫能。
圖7 德國電力裝機結構展望(GW)
來源：德國聯(lián)邦網(wǎng)絡管理局(BNetzA)，可再生能源法案2021年版
然而，可再生能源比例的提高會給電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定帶來挑戰(zhàn)。近期德國聯(lián)邦審計署發(fā)布報告，指責經(jīng)濟部的規(guī)劃不當，使能源轉型陷入困境。報告中指出，從2020年到2025年，包括電網(wǎng)擴建在內(nèi)的電力供應額外還需要5250億歐元的投入。而眼下德國的家庭用電價格已經(jīng)比歐洲平均水平要高出43%。報告批評聯(lián)邦政府沒有妥善考慮退煤的后果，完全低估了電力供應安全領域“新出現(xiàn)的、實實在在的危險”，能源轉型的管控“存在疏漏”。聯(lián)邦審計署發(fā)出警告，稱如果這種情況維持下去，德國將同時面臨用電成本失控和電力短缺的威脅。
面對退煤和棄核對電力供應的重大考驗，德國必須采取措施。2020年德國政府正式推出國家氫能戰(zhàn)略，2030年前將電解綠氫產(chǎn)能提高至5GW，2040年達到10GW。聯(lián)邦網(wǎng)絡管理局在長期電網(wǎng)規(guī)劃中預測電儲能以及需求側響應容量逐步上升，在2030年分別達到10GW和4GW，2035年進一步增加到18GW和5GW。德國儲能市場近年來總體也呈上漲趨勢，目前有超過30萬個家庭安裝了電池儲能系統(tǒng)，總裝機容量為2.3GWh。
氣電的發(fā)展前景則不太明朗。聯(lián)邦網(wǎng)絡管理局預期氣電裝機到2035年要上升到42GW，然而實際需求或許會更高。單靠電力市場以及備用容量機制的補貼，氣電廠利潤率勘憂，難有發(fā)電集團肯投資大型氣電項目等?；蛟S缺電的討論會使得德國能源主管機構重新考慮實施容量機制。同時需要政策激勵，提高靈活性電源的投資回報率，推動其技術發(fā)展和大規(guī)模應用，滿足日益提高的可再生能源并網(wǎng)需求。
