中國儲能網(wǎng)訊：德國自上世紀90年代起，開始推行能源轉型。到2024年底，風電、光伏裝機容量占比約60%，2024年發(fā)電量占比約49%，現(xiàn)貨市場全年負電力批發(fā)價格457小時。我國自2023年開始，陸續(xù)有五個省級電力現(xiàn)貨市場轉入正式運行，其中山東省裝機規(guī)模與德國接近，約為德國的91%，可用來作為類比對象。山東省到2024年底風電、光伏裝機容量占比約43%，2024年發(fā)電量占比約19%，全年負電價973小時。德國發(fā)展經(jīng)驗告訴我們，通過深化電力體制改革、加強系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，能夠有效促進新能源的發(fā)展和電力消納。
一、德國與我國山東省電力市場發(fā)展現(xiàn)狀
德國
德國于1998年啟動電力市場化改革；2015年發(fā)布《適應能源轉型的電力市場》白皮書，作為指導電力市場未來發(fā)展的戰(zhàn)略性文件，即電力市場2.0。至今，德國基本完成電力市場2.0建設，形成了包括期貨市場、中長期市場、現(xiàn)貨市場（由日前市場和日內(nèi)市場組成）、實時平衡市場的電力市場體系，建立了以平衡單元為主體的平衡結算機制。
德國電力市場隸屬歐洲統(tǒng)一電力市場，2010年實現(xiàn)日前市場耦合。在日前市場聯(lián)合出清基礎上，歐洲日內(nèi)市場耦合計劃已推動包括德國在內(nèi)的22個國家開展日內(nèi)連續(xù)交易。隨著歐洲統(tǒng)一電力市場建設的推進，各國正積極探索包括跨國平衡和調(diào)頻備用共享等。
2024 年，德國日前電力批發(fā)平均價格為78.51 歐元/MWh，較上一年下降 17.5%。全年457 個小時出現(xiàn)負價格，較2023 年增加156個小時。極高價格小時數(shù)明顯降低，價格高于 100 歐元/MWh 共2296 個小時，較 2023 年下降1810個小時。
山東
山東2017年建立電力輔助服務市場，2021年12月啟動現(xiàn)貨市場連續(xù)運行，并于2024年6月轉正式運行，是全國電力市場發(fā)展最為領先的省份之一，率先建立并實踐了新型儲能、虛擬電廠等參與電力現(xiàn)貨市場的特色機制。當前，山東已建立包括中長期市場、現(xiàn)貨市場和輔助服務市場的電力市場體系。中長期交易實現(xiàn)運行日前七日（D-7日）至運行日前兩日（D-2日）連續(xù)不間斷交易。采用集中式電力現(xiàn)貨市場模式，包括日前、日內(nèi)和實時市場。電力輔助服務市場現(xiàn)階段開展調(diào)頻（二次調(diào)頻）輔助服務、爬坡輔助服務的集中交易。
2024年，山東實時市場負電價小時數(shù)973小時，較2023年增加240個小時；實時市場高電價（出清電價高于600元/MWh）出現(xiàn)323個小時，較2023年減少483個小時；實時市場出清電價低于報價下限（下限值-80元/MWh）共143個小時，較2023年的42個小時增加101個小時。
二、電力市場特點對比
市場基礎：德國調(diào)節(jié)電源占比高、光伏自發(fā)自用率高且與歐洲同步電網(wǎng)互聯(lián)互濟，自身發(fā)電容量充裕且有大電網(wǎng)支撐
一是調(diào)節(jié)電源。德國所有有條件的煤電都已完成靈活性改造，最小出力可低至25%-30%，調(diào)節(jié)能力強；燃氣、抽蓄、電池儲能等靈活性調(diào)節(jié)電源裝機占德國總裝機比重約18%。
二是分布式光伏應用。德國光伏開發(fā)以分布式為主，且主要為戶用屋頂光伏。由于居民用電價格高，在家庭儲能安裝補貼資助下，許多屋頂光伏配建儲能，新建光伏系統(tǒng)配儲率達80%，至2024年底電池儲能中戶儲容量占比在80%以上，有效提高了自發(fā)自用率。
三是區(qū)域外電力支撐調(diào)節(jié)。德國地處歐洲大陸同步電網(wǎng)的中心位置，通過30余條220kV-400kV跨國輸電線路與法國、奧地利、荷蘭等鄰國互聯(lián)，還通過海底電纜與瑞典、挪威電網(wǎng)互聯(lián)，跨國聯(lián)絡線容量達2100萬kW，約占德國總裝機的8%。通過國際大電網(wǎng)互聯(lián)，德國將可再生能源高發(fā)時的富裕電力出口到鄰國，并在可再生能源出力不足時進口鄰國電力。
相比之下，我國北方省份調(diào)節(jié)電源占比普遍較低，分布式光伏以上網(wǎng)為主，區(qū)域電網(wǎng)之間交互通道數(shù)量也有很大發(fā)展空間。以山東為例，燃機、抽蓄和新型儲能等調(diào)節(jié)性電源占山東總裝機的比重約6%，火電靈活性改造完成約40%，全部光伏的70%都依賴大電網(wǎng)消納，“三直兩交”外電通道以特高壓為主，主要作用是按照協(xié)商送電曲線向山東提供電力，220kV及以下等級沒有連接。
平衡體系：歐洲統(tǒng)一電力市場和德國平衡結算單元機制構建大范圍、多層次平衡體系
一是跨國（省間）平衡。在統(tǒng)一電力市場和調(diào)度協(xié)調(diào)機制下，德國利用跨國輸電線路在國內(nèi)電力成本高時進口、成本低時出口，擴大了本國新能源發(fā)電的平衡區(qū)域，有利支撐了德國電力系統(tǒng)運行。2023年全年德國累計進口、出口電量分別為692、568億kWh。
二是平衡單元機制。德國建立平衡結算單元機制，有效激發(fā)單元內(nèi)的發(fā)電側和需求側主動提升發(fā)用電預測準確率。目前德國國內(nèi)約有2700多個平衡單元，每個用電端和饋電端都必須分配給一個平衡責任方形成平衡單元進行管理，并開展電力計量。平衡責任方需要直接參與現(xiàn)貨市場交易，并將交易結果和本單元發(fā)用電計劃等上報區(qū)域平衡中心（TSO）。當平衡單元無法實現(xiàn)自平衡時，如用戶實際用電或新能源實際出力與預測存在偏差，平衡責任方必須向TSO購買平衡電力。這個價格一般遠高于現(xiàn)貨市場電價，其目的主要是對造成不穩(wěn)定的平衡單元進行處罰，激勵平衡責任方精準管理自己的平衡單元。由于新能源和用戶均承擔自身預測責任，對于偏差部分需繳納高昂的不平衡費，激勵其提高預測準確率。
三是再調(diào)度機制。德國再調(diào)度機制深入到配電側，加強了輸配電系統(tǒng)之間的協(xié)調(diào)配合。再調(diào)度指TSO通過調(diào)整發(fā)電廠的發(fā)電計劃來管理電網(wǎng)阻塞。2021年10月1日實施的 “再調(diào)度2.0”機制，賦予配電系統(tǒng)運營商（DSO）確保電網(wǎng)穩(wěn)定職責；將參與再調(diào)度發(fā)電設備范圍從10兆瓦以上擴展到100千瓦以上。新機制構建了一種自下而上的協(xié)調(diào)機制，低電壓等級配電運營商優(yōu)先滿足自身的再調(diào)度需求，并將剩余調(diào)節(jié)能力上報給上級運營商，加強了輸配運營商之間的協(xié)調(diào)配合。
相比之下，我國的全國統(tǒng)一電力市場尚在運行初期，發(fā)揮作用有待提升，省間市場協(xié)同運營不足。以山東為例，2024年外電入魯電量約1548億kWh，幾乎無出省電量，省間調(diào)節(jié)作用發(fā)揮不足；省內(nèi)市場全部的平衡壓力都集中在省調(diào)，尚未建立類似德國平衡社區(qū)、再調(diào)度機制等多層次的平衡體系。
市場和調(diào)度：德國電力交易體系更加豐富，新能源參與市場與傳統(tǒng)能源無異。德國對新能源調(diào)度控制要求高，功率預測準確度更高
一是交易體系。德國電力交易體系包括期貨+中長期+現(xiàn)貨+實時平衡，并建立容量戰(zhàn)略備用機制，最高電價7.8元人民幣/kWh，最低電價-0.38元人民幣/kWh。德國電力期貨產(chǎn)品豐富，平衡責任方能夠在歐洲能源交易所等購買每小時、幾天甚至更長時間的電力，以對沖價格峰值。此外，電力期權產(chǎn)品和天氣衍生品也可對沖價格峰值。為應對短期容量不足問題，德國建立容量戰(zhàn)略備用機制，通過合同保留退役煤電機組等容量，當市場價格高于稀缺信號價格或其他備用資源無法滿足需求時調(diào)用。
二是新能源入市。在強大的平衡機制和調(diào)節(jié)資源支撐下，德國新能源全電量參與電力市場，并承擔同等系統(tǒng)平衡責任和阻塞責任。德國政府通過《可再生能源法》，2014年起要求100kW以上可再生能源項目直接參與市場化交易；2021年引入負電價熔斷機制，如現(xiàn)貨市場連續(xù)4h負電價則停止結算上網(wǎng)電費。2025年1月德國聯(lián)邦議院通過《關于修改能源經(jīng)濟法以避免臨時發(fā)電過剩的法案草案》，規(guī)定取消負電價期間的上網(wǎng)電價補貼。
三是調(diào)度控制要求。按照德國《可再生能源法》要求，所有容量大于100kW的可再生能源發(fā)電設備必須具備遙測和遙調(diào)的技術條件，才允許接入電網(wǎng)?！蛾P于修改能源經(jīng)濟法以避免臨時發(fā)電過剩的法案草案》規(guī)定，新安裝的光伏系統(tǒng)功率超過7kW需要配備智能計量系統(tǒng)；若無儲能設備，系統(tǒng)的發(fā)電量將被限制為最大功率的60%。
四是功率預測積極性和準確度。德國平衡單元責任方是分布式光伏功率預測的主體，預測準確與否直接影響其在電力市場中的盈利，預測積極性較高。
相比之下，在交易體系方面我國與德國相差不大，但高低限價遠比德國嚴格，調(diào)節(jié)電源盈利能力不足。山東建立了“中長期+現(xiàn)貨+輔助服務”的市場體系，并在全國首創(chuàng)了容量補償電價機制，補償中小煤電機組作為高峰備用，但最高限價1.3元/kWh，最低限價-0.08元/kWh，最大價差約為德國的17%。在新能源入市方面我國正在努力追趕，但我國電價較低，因此機制電價仍將是維持新能源平穩(wěn)過渡的重要手段。在調(diào)控方面差距不大，近年在巨大的調(diào)節(jié)壓力下快速推動分布式光伏可觀可測，取得了巨大的成就，以山東為例，目前已經(jīng)實現(xiàn)100%直接采集和控制接入到10kV電網(wǎng)的分布式光伏電站，以及80%接入到380/220V電網(wǎng)的分布式光伏分級調(diào)控。在功率預測方面，我國地處亞洲季風帶，天氣形勢復雜，預報難度大，這是客觀事實。
三、主要經(jīng)驗
德國經(jīng)驗表明，高比例新能源消納需依靠技術、政策和市場機制的迭代?？偨Y主要經(jīng)驗如下：
一是通過擴大價差發(fā)展靈活性資源，為市場機制發(fā)揮作用提供底層“硬件”支撐。電力市場機制發(fā)揮作用需要建立在電力供需略有盈余的基礎上。風電光伏取代煤電成為裝機最大規(guī)模電源后，我國諸多省份電力系統(tǒng)在中午時段電力過剩，晚高峰時段供不應求，電力供需時段性失衡導致電力市場出現(xiàn)短期失靈，典型表現(xiàn)就是山東風光裝機和電量占比遠不如德國，負電價小時數(shù)卻遠超德國。這種情況下必須發(fā)展調(diào)節(jié)電源，減緩個別時段電力供需矛盾，但調(diào)節(jié)電源的發(fā)展必須依賴大的價差，否則調(diào)節(jié)電源不盈利，沒有投資方愿意投資。目前我國的現(xiàn)貨高低價限制還是太緊，適度擴大價差，促進調(diào)節(jié)電源建設，可以緩解我國電力系統(tǒng)時段性供需失衡問題。
二是構建大范圍、多層級平衡體系，協(xié)同促進新能源消納。我國應加強省間市場建設，將省間市場建成為類似歐洲統(tǒng)一電力市場的頂層調(diào)節(jié)機制，進一步打通省間互濟“最后一公里”。同時在省內(nèi)考慮類似平衡社區(qū)機制，在現(xiàn)有的省級平衡基礎上，增加下層的平衡機制，充分利用省內(nèi)智能微電網(wǎng)、虛擬電廠、新型儲能等新型主體，緩解省級調(diào)度的平衡壓力，構建省間、省級、省級以下大范圍、多層級平衡體系。
三是根據(jù)國情推動新能源入市發(fā)展。德國的電價較高，市場機制成熟，新能源消納的外部硬件、軟件條件基礎較好，新能源比較適合全電量入市。我國電價相對較低，電力市場機制尚需要在實踐中進一步修改完善，調(diào)節(jié)資源也不夠豐富。為了保障新能源產(chǎn)業(yè)持續(xù)穩(wěn)健發(fā)展，更應該發(fā)揮機制電價等非市場化保障手段的作用，確保平穩(wěn)過渡，隨著外部條件的完善再逐步退坡機制電價。
我國新能源全產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)取得了巨大成就，打造了我國出口“新三樣”，創(chuàng)造了巨大的產(chǎn)值和大量寶貴的就業(yè)機會，已經(jīng)成為我國最重要最龐大的支柱型產(chǎn)業(yè)之一。我國新能源要進一步發(fā)展，更需要我們認真研究，為行業(yè)可持續(xù)發(fā)展掃除障礙。從德國的經(jīng)驗來看，我國電力系統(tǒng)仍然有很大的韌性和消納空間，仍以山東為例，如果通過深化改革達到德國現(xiàn)有的消納水平，風光新能源到2035年仍有約2億kW的發(fā)展空間。
