德国电力市场能源转型建设及启示

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德国电力市场促进高比例新能源消纳的运行成效

4.1 分析指标定义

德国分别于2014年2月、2018年6月加入欧洲日前、日内耦合电力市场，与周边国家建立起灵活频繁的交易机制，高效地利用跨国通道容量，平抑本国新能源出力的波动性、随机性和间歇性。

随着德国新能源装机占比增加，净用电量的波动幅值将增加，德国境内非新能源（包括常规发电、抽水蓄能等）交易、跨境耦合交易，共同发挥余缺调节的作用将更加明显。其中，净用电量是指系统同时考虑实际需求和新能源波动出力的电力负荷，其波动性反映了电力系统的供需平衡情况。因此，在新能源发电曲线形状、发电量占比情况相近的场景下，若德国电力系统的净用电量波动性越小，则表明其负荷侧对新能源发电特性的响应特性越强；若德国境内非新能源发电波动性越小，则表明平抑新能源波动的跨国耦合电力市场机制作用越显著；若常规发电出力波动性越小，则表明抽水蓄能对新能源波动性的平抑能力越强。因此，本节将对比总发电量、净用电量、非新能源发电量和抽水蓄能运行特性和平均绝对误差（mean absolute error，MAE）曲线，分析德国电力市场促进新能源消纳的效果。其中，平均绝对误差所指的平均值为96点（一天）连续平均值。相关定义如下。

4.2 运行效果分析

本节采用平均绝对误差反映波动性，选择2015年12月26日（即日前耦合市场已运行1年，日内耦合市场尚未运行，当日新能源发电量占比48%，为年度最高值）、2019年12月30日（即新冠疫情之前，当日新能源发电量占比48%）和2022年4月1日（即疫情和俄乌冲突叠加影响，当日新能源发电量占比46%），市场运行曲线分别如图8~10所示。

图8 2015年12月26日市场运行曲线

Fig.8 Market running curve, December 26th, 2015

图9 2019年12月30日市场运行曲线

Fig.9 Market running curve, December 30th, 2019

图10 2022年4月1日市场运行曲线

Fig.10 Market running curve, April 1st, 2022

抽水蓄能上边缘和下边缘分别为非新能源发电和其他常规发电量曲线，核电发电量在2015年随发电曲线调整，在2019年和2022年不再调整，抽水蓄能随着电价调整发电量，总发电量由2015年2个明显的高峰变为2019年2个差异较小的高峰，然后变为2022年与光伏发电相关性很强的一个高峰。

净用电量的平均误差曲线波动幅度大于总发电量的平均误差曲线波动幅度，如图11~13所示。这表明受新能源间歇性、波动性和随机性的发电特性影响，系统总体平衡难度明显增加，尤其在新能源反调峰时（即与总负荷的平均误差反向）更为突出；非新能源发电的平均误差曲线幅值小于净发电量的平均误差曲线幅值，这表明外送通道的高效利用提升了网间互济能力，有效缓解新能源引发的供需平衡问题；其他常规发电的平均误差曲线幅值小于非新能源发电的平均误差曲线幅值，这表明抽水蓄能作为快速调节资源，明显提升了电力系统调节能力，有效平抑新能源波动发电特性。

图11 2015年12月26日平均误差曲线

Fig.11 Mean error curves, December 26th, 2015

图12 2019年12月30日平均误差曲线

Fig.12 Mean error curves, December 30th, 2019

图13 2022年4月1日平均误差曲线

Fig.13 Mean error curves, April 1st, 2022

新能源发电的平均绝对误差逐年显著增加，如图14所示。随着新能源装机容量增加，新能源发电对系统实时平衡的冲击更加突出；相对新能源的平均绝对误差，总发电量的平均绝对误差逐年下降，净用电量的平均绝对误差缓慢上升，表明负荷侧对新能源发电特性的平衡能力逐年增强，尤其从2个峰值转变为中午适应光伏的一个峰值（见图8、图9和图10中负荷曲线的变化）；净用电量与非新能源发电的平均绝对误差的差距逐年扩大，表明外送电量的波动逐年增加，意味着跨国传输通道的调用更加灵活多变；非新能源发电和其他常规发电的平均绝对误差的差距逐年扩大，表明抽水蓄能的调用愈发频繁，新能源快速发展增加了系统对调节能力的需求。

图14 2015—2022年平均绝对误差

Fig.14 Mean absolute error (MAE) curves, 2015—2022

05

德国经验对中国内蒙古的启示和建议

德国在推进以可再生能源为主体的能源转型发展方面取得显著成果。1）为了规避以煤和石油为主的化石燃料发电成本上涨对电力市场价格产生的较强抬升影响、促进能源结构清洁化转型和价格稳定，逐步推动了化石燃料发电向风电、光伏和生物质等非化石燃料的转变，鼓励多元化发电类型共同发展，提高了能源结构转型中电力系统的调节能力和价格平抑作用；2）为了增强本国的调节能力、更好满足供需平衡，建立了与周边国家紧密相连的电网架构，并积极参与欧洲统一电力市场交易，通过大范围的统一优化、集中出清，实现了平抑新能源出力的波动性、随机性和间歇性，对建设新型电力系统至关重要；3）为了推动能源结构清洁化转型，同步建立了场外补贴机制和市场机制，在鼓励各类主体积极参与市场、获得公平收益的同时，将诸如差别输配电价和优惠税收费用等政策独立于电能量市场之外，以减少外部性和长期性问题因素对电力市场竞争效率的影响；4）充分考虑风光等新能源的出力波动性特点，在大力发展分布式新能源发电的同时，不断强化了其配电网在消纳新能源方面的责任和义务，通过建立灵活的配电网市场化机制，高效发挥平衡基团聚合、调节等用于支撑维持大电网平衡的重要作用；5）为推动新能源发展，建立了高比例的多年期合约、绿色证书等机制，确保绿色电力从生产、传输到消费的全流程追踪，实现了扶持政策和激励机制的同步作用。

总结提炼德国能源转型的电力市场建设启示，充分借鉴其在促进新能源高比例消纳方面的经验，结合内蒙古新能源支撑政策和电力市场建设目标，将有力推动内蒙古实现能源绿色低碳转型的高质量发展，建设符合内蒙古实际情况的新型电力市场。

1）加强一、二次能源市场协同，促进煤炭与电力的协同发展。内蒙古应建立电煤储备制度、临时价格管制等方式，保障电煤供需平衡和价格稳定；建立电煤价格与电力市场交易价格联动机制和预警机制，实现一次能源成本向二次能源价格疏导。

2）推动电价体系改革，坚持单一制能量市场为主的模式。内蒙古应建立电能量市场外的电力供应保障机制，厘清发电的固定成本和变动成本，合理测算发电成本缺额，通过成本保障机制确保系统容量充裕度，有效支撑新能源高比例并网。

3）推动建立区域大市场交易机制，促进更大范围消纳新能源和资源优化配置。内蒙古应深化推动跨区跨省日前和日内交易，从局部地区起步探索与周边地区的市场耦合交易出清，实现多输电通道互联的资源优化。

4）引入分布式资源参与市场，落实配电网平衡责任。随着内蒙古新能源规模不断提高，储能、虚拟电厂等新型主体参与系统调节将成为供需平衡的发展方向，内蒙古应加快研究建立适应分布式资源作为市场主体参与市场的机制、执行和结算方式，并鼓励商业模式创新。

5）建立绿色电力交易机制，促进以新能源为主的绿色能源消费。内蒙古应探索建立适应新能源主体的5~10年甚至更长周期的购售电协议，配套绿色证书机制，鼓励电力用户主动消费绿色电力，促进能源结构向低碳、绿色有序转型。