中國儲能網(wǎng)訊：在歐洲能源轉型的進程中，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)安全性的廣泛關注。
德國，作為一個富煤少氣的國家，其能源轉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，中標的項目通常會獲得政府資助，用于基礎設施建設，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，以應對市場需求短缺。行政容量補貼是由政府機構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。該模式由意大利的輸電網(wǎng)公司負責管理，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。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，確保供應的充足性。它是一個技術中立的市場，不偏向任何特定的發(fā)電或負荷減少技術，并且設定了二氧化碳排放的上限，以此排除高污染技術。拍賣采用遞減式時鐘拍賣法，供應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整拍賣，以適應不同的電力需求。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足夠的電力。這些容量保證可以通過擁有經(jīng)認證的設備（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，并在交付年度內保持穩(wěn)定。容量義務是基于這些參數(shù)，并在交付年度結束后進行確認。負荷減少措施被分為隱性和顯性兩種，允許多種發(fā)電和負荷減少設備參與。但所有這些設備都必須獲得法國輸電公司的認證。定價機制為，如果供應安全未受威脅，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)儲備主要是為了應對冬季電力需求高峰和北部風電產(chǎn)量過剩的情況而設立。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，由于跨境再調度能力不足而缺乏靈活性發(fā)電設施，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。
在具體的再調度操作中，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)絡局審核并確認。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，大致相當于德國年最大電力負荷80吉瓦的十分之一。
當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。僅當有充分證據(jù)證明這些電廠的停產(chǎn)不會嚴重威脅或干擾電力供應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備，以應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或采購，每次招標約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)絡局（是電力、天然氣、電信、郵政和鐵路市場的監(jiān)管機構）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定關閉的煤電廠。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天內啟動。啟動后，它們需在24小時內達到最低發(fā)電水平，并在37小時內實現(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)電總容量的大約13%。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，運營商則必須提出額外的減排措施。
德國政府認為，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機制可以承擔部分容量市場的責任，但其實際效果和完成程度存在不確定性。鑒于電廠建設周期長，價格信號的傳導可能需要數(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、日內市場、實時市場、調頻市場以及容量市場/容量備用等多個關鍵環(huán)節(jié)。在這一過程中，維持供需平衡始終是核心任務。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測，也就是說，它需要具備一定的預測能力。如果早期階段的平衡工作處理得當，那么后期的平衡任務便會相對更加簡單，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保持1:1的比例，并且所有備用功率都應來源于本國。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“基礎負荷”或“基礎發(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。預計到2030年，年度最大剩余負荷將進一步降低，相應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，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)轉換培訓、提前退休計劃和退煤補貼等。目前，德國的傳統(tǒng)發(fā)電設施，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系
觀察歐洲各國在應對能源轉型過程中的策略，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、針對性強的容量備用機制；二是廣泛應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)能源的供熱轉型和以電動車推動的交通轉型。預計在能源轉型完成之前，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，可靠備用功率應相應增加至四倍，但這在實踐中是不可行的，因為相關的容量備用成本將變得高昂而不可承擔。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，這將成為能源轉型的一個核心概念。
其次，值得關注的是，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頻成本，并與現(xiàn)貨市場相結合，共同承擔電力系統(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)管之間的關系同樣至關重要。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動的靈活性資源，且供應大于需求，使市場活躍，從而使得市場運作的成本低于監(jiān)管成本。
