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图3 政策对减少负电价的效果(2023年4月7日到2023年4月15日)
2024年4月,德国可再生能源在发电量中的比例已经超过70%。虽然4月出现负电价的现象累计次数超过了50个小时,负电价超过-50欧元/兆瓦时,但仍然能基本上控制在4小时之内(见图4)。这也说明,“4小时规则”仍然是有效的。
图4 政策对减少负电价的效果(2024年4月7日到2024年4月15日)
为了减少负电价出现的次数,德国一直有专家建议将“4小时规则”改为“实时规则”,以进一步加强市场规则的有效性。不过,目前实施“实时规则”仍存在困难,因为新增的新能源中,家庭光伏的比例占80%以上,而可以双向控制的“智能电表”在德国尚未普及。虽然市场上有两家小公司在推广家庭市场浮动电价,但供电合同必须改为市场合同,并由家庭用户承担所有市场价格的风险,使得这种商业模式难以全面推广。配电网交易公司可以承担风险,但却不愿意让利推行这一模式。事实上,德国早已起草了相应的政策法律,但由于负电价价格一直在下降,并且担心这将进一步增加居民的负担,所以迟迟没有实施,而且还存在政策配套的问题。
为了解决电网堵塞问题,德国已经将传统电厂的再调度措施升级为“再调度2.0措施”,即电厂发电计划的再调度。除了要求传统电厂保持系统平衡外,配电网中的新能源弃电措施也必须参与系统平衡。在“再调度2.0措施”中,规定功率超过100千瓦的分布式新能源必须参与调度控制。
目前,德国正准备实施“再调度3.0”,这将取消对新能源发电功率的限制,将再调度措施扩大到家庭光伏、热泵及储能的控制,这也要求推广可以双向控制的“智能电表”。因此,减少负电价的“4小时规则”甚至“实时规则”有可能会与“再调度3.0措施”同步实施。
目前,德国光伏发电没有直接补贴,但余电上网仍享受固定电价机制。在负电价期间,家庭光伏余电上网不会受到影响,但这将对联邦预算产生巨大影响。联邦政府预计2024年新能源资金需求为100亿欧元,大部分用于补贴负电价。因此,德国财政部已经建议取消新增家庭光伏的固定电价,但这能否在德国联合政府内部通过,尤其是得到绿党的支持,尚需观察。
综上所述,提高电厂、调频和政策灵活性的措施均对减少负电价现象有显著效果。目前,负电价回升的问题大多与政府未能及时调整补贴政策有关。例如,未能及时调整热电联产和生物质发电的补贴政策,也未能及时实施家庭用电市场的相应法律政策,以及推广可以双向控制的“智能电表”。此外,家庭光伏余电上网的固定电价机制已经导致政府财政严重超支。无论是直接补贴还是间接补贴,这些政策都是针对新能源发展初期而制定的,但当德国新能源比例超过70%时,这些补贴已成为扭曲市场价格的因素。从某种程度上来说,能源转型初期依靠补贴,中期依靠市场,过渡期则需要及时调整政策。
对中国的启示和可能的借鉴
发电的灵活性
从中国的电力结构来看,煤电仍然占据主导地位,而可再生能源的增长势头强劲,已超过美国和法国。在水电领域中,抽水蓄能电站的比例约占6%。这意味着有70%的电厂需要进行灵活性改造,主要集中在煤电和水电上,因此控制负电价成为一项艰巨的任务。
在德国,为电厂进行灵活性改造的资金有一部分来源于系统的平衡费用,还有一部分来源于现货市场的出清价格,即按照边际成本进行排序的最终价格。在新能源发展初期,天然气发电曾受到可再生能源的排挤,导致出清价格下降,使得传统电厂经常处于亏损状态。但在可再生能源发展中期,由于“弃核退煤”政策的实施,出清价格开始由燃气发电的边际成本决定,火电盈利状况随之好转。否则,在没有补贴的情况下,火电很难承受灵活性改造的成本。另外,适时调整新能源的补贴政策,能使新能源的发展更好地适应电力需求的平衡。
根据报道,中国煤电机组的最低运行门槛出力可以达到20%~40%,与德国的技术水平相当。然而,发电企业在灵活性改造方面的动力不足,这可能与中国目前实施的煤电容量补偿机制有关。与德国相比,中国尚未大规模退役传统电厂,有些地区甚至还在增建传统电厂,因此不存在类似德国可靠备用电源不足的问题。
中国的补偿机制似乎主要是为了解决煤电亏损问题而建立的,而不是作为容量市场的一部分,因此,无法起到对电厂进行灵活性改造的补贴作用。由于该机制是补贴发电成本的,如果再进行电厂的灵活性改造,势必会进一步降低发电企业的利润,从而削弱市场价格对灵活性改造的激励作用。市场机制的前提是,发电成本应该由电力消费者来承担。
调频市场的灵活性
与德国不同的是,中国的电网电池应用重点并不是电价最高的调频应用,而是用于峰谷差价的套利。由于电池价格仍然偏高,缺乏补贴时很难实现盈利。另外,由于历史原因,调频一直是发电企业的义务,没有反映调频的实际价值,导致调频市场未能发挥其应有的作用。此外,国家电网主要依靠自己的调频电厂,未能充分发挥调频市场的巨大潜力。
另一个不同点在于,在中国,电池调频的费用远高于抽水蓄能电站。从经济角度来看,发展抽水蓄能电站比电池储能更为划算。尽管抽水蓄能电站的建设周期稍长,但考虑到能源转型首先是一个经济问题,因此,抽水蓄能电站目前应该成为中国调频方式的首选。
政策的灵活性
与德国不同,中国尚未引入市场管理补贴,光伏发电已经实现平价上市。虽然德国的“4小时规则”在中国无法直接借鉴,但市场规则在减少负电价现象方面的明显作用值得参考。
负电价问题是系统不平衡的极端表现,出现负电价的频率可以间接衡量电网的安全程度。这不仅是电力转型的成本问题,还关系到电网安全。根据德国的经验,没有市场化的平衡机制,很难解决平衡问题。正因为如此,德国的平衡机制才被称为“德国平衡悖论”。
考虑到中国分布式新能源的发展速度和规模,引入市场化的平衡机制潜力巨大。特别是,由于中国的智能电表已经普及,需求侧响应和家庭光伏的市场导向效果会非常显著。当然,由于这一机制的效果与电价的灵活性相关,因此对中国推广阶梯电价会有所帮助。然而,如果没有大幅度的电力改革,包括电价改革,实施起来会有相当大的难度。实际上,德国的能源转型成本主要由电力消费者承担,电价因电网扩建而不断上涨,因此,类似情况在中国也可能发生。
在中国,集中式风电主要集中在三北地区的高原,而德国则以海上风电为主。由于海洋环境中较少的地形障碍和较稳定的风速,海上风电通常能提供较为恒定的电力输出。然而,高原风电则受到更多气象因素的影响,其稳定性较差。研究表明,高原地区的风速虽然随着高度增加而增强,但也存在显著波动,这会降低超高压输电线路的利用率。由于中国的负荷中心多位于沿海地区,海上风电可以直接供电,且无需承担长距离输电的成本压力。因此,为了优化资源配置和保障电网安全,进行综合成本比较并制定相应的政策措施,预防负电价现象的出现,是十分必要的。
从2016年起,德国开始研究农光互补,显著提高了土地生产率和新能源消纳率。近年来,德国农田还采用了垂直双面的光伏发电方式。这不仅获得了10%~30%的额外发电增益,还通过东西朝向提高了光伏的日出和日落发电量,减少了中午时分出现负电价的几率,促进了光伏发电的消纳和平衡。不过,与德国相反,中国关于农光互补的做法仍然存在争议。反对者认为,这可能违反农田保护法律法规,并且发展观不当。中国可以借鉴德国多年的经验,根据试点项目的实际效果,制定合理政策,确保农业和光伏发电的协调发展,解决负电价问题。
中国分布式光伏项目多采用“自发自用、余电上网”的模式,发电量主要用于自用,剩余电量由电网公司按照固定价格统一收购,不参与市场化交易。由于负电价现象日益频繁,已有省份开始推动分布式光伏上网电量参与市场,并按照市场加权平均电价进行结算。实际上,这比德国还要先行一步。
综上所述,这些启示和借鉴都与政策调整密切相关。通过制定和调整相关政策,中国可以更好地推进电力系统的灵活性改造,减少负电价现象的出现,提高电力系统的稳定性和可再生能源的利用率。需要指出的是,尽管德国的经验具有一定的参考价值,但鉴于中国的国情、经济布局和地理特点与德国仍然存在显著差异,直接复制德国的做法未必完全符合中国的实际情况。
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