【聚焦】德国光伏风电如何做到高比例消纳？

2012年，德国能源消费总量4.5亿吨标准煤，全社会用电量约5940亿千瓦时，是欧洲第一大能源和电力消费市场。其中，可再生能源在一次能源消费和终端能源消费中的比重分别为11.7%和12.6%，发电量占比21.9%。2012年，德国发电装机约1.78亿千瓦，其中光伏发电3264万千瓦，风电3131万千瓦，生物质发电765万千瓦，水电440万千瓦；可再生能源发电量约1361亿千瓦时，其中风电460亿千瓦时，生物质408亿千瓦时，光伏发电280亿千瓦时，水电212亿千瓦时。

德国能源转型战略顶层设计

德国能源转型战略（Energiewende）的总体目标是逐步转变成以可再生能源为支柱的能源系统，包括《能源理念》和《一揽子能源法案》两部分。2010年发布的《能源理念》提出了长期发展目标。

2011年日本福岛核事故加快了德国弃核的步伐和能源转型战略的实施，重点措施包括以下5个方面：

加快电网建设。德国风电资源主要在北部地区，而负荷中心集中在西部和南部，因此需要建设大规模输电通道；大量分布式发展的可再生能源（主要是光伏），要求配电网能够处理潮流和信息的双向流动，将当地多余的可再生能源电力输送至其他地区。输电通道方面，德国修订了《能源工业法》，新出台了《加快电网扩张法》和《联邦需求规划法》，以缩短规划和审批程序，加快建设进度。配电网方面主要是发展智能电网，将来配电网不再是传统的辐射式结构，而是拥有大量用户和众多分布式电源的、潮流和信息双向流动的、供需互动的格局，需求侧能够有效地响应电力系统的技术和市场价格信号。

提高电力系统灵活性。德国《可再生能源法》确立了可再生能源的优先调度地位，改变了基本负荷由核电、煤电等基荷电厂承担的传统模式。随着德国能源转型战略的不断推进，将来煤电、气电等常规电厂将更多地向提供备用的角色转变（2030年发电量占比降至50%，2050年降至20%）。尽管如此，到2050年德国仍然需要6000万千瓦的常规电源，提供60%的可靠安全容量以及足够的灵活性来保障电力供给安全。这就需要创新市场机制，让常规电厂投资获得合理回报（仅仅靠电量市场收益很难收回投资），并充分利用需求侧资源。

提高能源使用效率。2008年以来，德国能耗降低和经济增长的解耦态势逐步显现，能源生产率每年提高约2%。德国能源转型战略提出，到2020年一次能源消费比2008年降低20%，到2050年降低50%。为此，德国联邦经济技术部提供了一系列的信息、咨询和资金服务，包括能效基金、德国复兴信贷银行的建筑装修计划、低息贷款和为中小企业提供的节能资金计划，修订《节能法》提高新建筑能效标准等。

加强能源创新研究。创新和新技术研发是德国能源转型战略成功的关键之一。德国政府2011年启动了3年资助35亿欧元的能源研发计划，重点领域集中在可再生能源、能效、储能和电网技术等方面，重点项目包括更高效更灵活的H级燃气轮机，储能基金计划项目，未来电网基金计划项目（输配电技术优化、智能电网、电网规划及管理新思路、负荷管理创新）等。

强化欧盟内部合作。从上世纪90年代开始，欧盟致力于建设一个泛欧电力和天然气市场———欧盟内部能源市场，要求建设泛欧能源基础设施网络，促进跨国能源贸易。这将构成德国电网建设的外部环境，也有利于在更大的区域内平衡和消纳可再生能源，促进德国能源转型战略的实施。

　　德国电力市场化和可再生能源发展互相促进

德国能源转型战略的实施离不开电力市场环境，同时也推动着市场化改革进程，德国可再生能源的发展历程恰好与其电力市场化进程重合，两者相互影响、促进。

1998年德国发布《能源法案》，开始了电力市场化改革。和英法等国不同，此前德国电力工业不是垄断的国有企业，而是由大型垂直一体化的电力公司和约900个地方或市级电力公司构成。市场化改革后，大型电力公司不断合并重组，市场集中度提高，逐步形成了四大电力公司RWE、E.ON、EnBW和VattenfallEurope，拥有德国全部高压输电网和绝大多数发电厂，2000年四大公司装机容量占德国的90%。

2005年，德国修订了《能源法案》，成立了联邦网络监管机构，负责监管所有用户数超过10万的电网运营商和用户低于10万但跨州运行的电网，其余较小的电网由各州政府监管。按照欧盟指令的要求，《能源法案2005》要求分拆输电网和配电网。截至目前，德国输电系统包括4家公司，其中原属Vattenfall和E.ON集团的输电系统完成了所有权分离，分别成为50Hertz和TenneT输电公司，Amprion（原属RWE）完成了部分所有权分离，RWE仍拥有25%的股份，TransnetBW仍由EnBW公司独资所有。

2000年以来，由于可再生能源的快速发展、核电机组的关停以及2010年中西欧电力市场的整合，德国四大电力公司的市场份额下降较多，目前其发电装机容量占全国的比重从2000年的90%降至47%左右，只拥有德国7%的可再生能源装机。

目前，德国电力工业各环节都有众多的市场参与方，其中1兆瓦以上的独立发电商约有300个，10兆瓦以上的独立发电商约126个；网络运营商（TSO&DSO）超过900个，电力交易商140个。1998年德国完全放开了零售市场，目前有超过1000家公司活跃在零售市场，只有RWE、EnBW和E.ON3家电力公司的电力零售份额超过5%（见图1）。图2是2011年德国常规机组调度顺序，基于边际成本报价低的机组优先调用，报价高的机组后调用。

德国《可再生能源法》支撑能源转型战略落实

德国能源转型战略的落实依靠包括《可再生能源法（EEG）》在内的一揽子能源法案。2000年，德国通过著名的《可再生能源法（EEG2000）》，取代了《电力接入法》。EEG2000相比《电力接入法》的主要变动有：上网电价基于发电成本确定，不再比照零售电价确定，由此不同类型、不同规模的可再生能源发电确定不同的上网电价，回报率在5%~10%不等。电量保证收购年限延长到20年。基于预期的成本降幅，每年调降新投产的可再生能源上网电价，即上网电价递减。

德国《可再生能源法》的基本原则包括：

投资保护原则。基于各类可再生能源的技术经济条件，建立长期的、固定的上网电价机制和电网优先强制接入、收购和输电法令，来保障可再生能源投资者利益。

费用均摊原则。由固定电价机制和并网等增加的成本由消费者共同承担。

激励创新原则。对各类可再生能源设定不同的周期，以某一比例对其上网电价进行周期性下调，对产业链利益相关方产生明确、持续的成本压力，以经济杠杆激励技术创新。

正是通过对《可再生能源法》的修订，德国不断动态调整能源转型战略的发展目标。德国分别于2004、2009和2012年对该法案进行了比较大的修订。比较而言，在长期目标方面的重要调整是：

EEG2000只笼统提出到2010年将可再生能源在德国全部能源消费中的比例至少增加1倍（即6%）；EEC2004提出到2010年和2020年将可再生能源电量的比例分别增加到12.5%和20%以上；EEG2009将2020年可再生能源电量的比例提高到30%以上；EEG2012又增加了2030、2040和2050年的长远目标（见表），把2020年电量比例目标提高到35%，并增加了可再生能源在终端能源消费中的比例目标。目前，德国正在着手改革《可再生能源法EEG2014》，增加了2025年和2035年发展目标，分别为40%~45%和55%~60%。

德国能源转型战略的影响及未来发展动向

促进可再生能源快速发展。2000年《可再生能源法》出台后，德国可再生能源发电量增长迅猛，2012年达1361亿千瓦时，年均增速从以前的8.6%提高到10.9%。目前，德国有4个州的风电发电量已占其用电量的45%以上，2011年德国风、光瞬间出力与电力负荷的比值最高已达60%。

促进了上网电价政策的推广。可再生能源激励政策包括上网电价、配额制、净计量结算以及财税金融等多种类型。德国能源转型战略的成功为上网电价政策的推广起到了有力的示范，很多以前以配额制为主但成效欠佳的国家也纷纷采用上网电价政策，欧洲范围内出现一种明显的政策趋同态势。截至2013年初，共有71个国家和28个州/省级政府实施了各种形式的上网电价政策。

存在的主要问题。其一，长期、固定的上网电价实质上是对可再生能源提供补贴，但对德国现行电力市场是一种扭曲。上网电价和批发市场电价之间的价差由广大消费者以可再生能源附加费的形式共同承担（一些重工业得以豁免），2000年以来附加费快速增加，从0.2欧分/千瓦时增长到2014年的6.24欧分/千瓦时。其二，上网电价政策导致德国的一些终端电价在欧洲范围内处于很高水平（见图3），引起了企业界对德国工业竞争力的担忧。其三，现行市场和政策条件下，可再生能源发电量大增导致德国电力批发交易价格大幅下降，常规电厂（主要是气电）处于备用状态，运营亏损。2013年E.ON、RWE和EnBW集团宣布将关停总容量约1500万千瓦的常规电厂。其四，由于电网结构和容量的限制，德国也不能完全消除弃风等现象，在某些时段弃风成为维持电网稳定和安全的必要手段。《可再生能源法》授权受影响的发电商从电网运营商获取经济赔偿。

未来的发展方向。现阶段可再生能源开发成本高，需要补贴扶持和激励政策。将来随着开发成本的快速降低和技术的不断创新，可再生能源将逐步达到可以和常规电源竞争的水平，最终不需要政策扶持，实现自身良性发展。因此，德国将来也会顺应这一趋势，采用更加市场化的政策设计，让可再生能源逐步融入电力市场，创新电力市场机制，比如直接营销。同时，也会考虑常规电源的定位及生存问题，确保电力供给安全，比如战略备用机制或容量市场等。

启示

没有通用的能源战略，只有最合适的能源战略。坚持把一般原则、普遍规律和具体国情（国土幅员、自然禀赋、要素结构等）相结合，才能制定顺应趋势、促进生产力发展的能源战略、市场模式和能源政策。比如说，德国、丹麦、西班牙等国土面积只相当于我国一个省，资源多样性、规模、空间格局等自然禀赋决定了能源开发和利用方式，其风电、光伏只能以分布式为主、集中式为辅。美国和我国国土面积相当，是最大的市场经济国家，可再生能源开发集中式和分散式并重、以集中式为主，其前10大风电场装机容量约714万千瓦，前100大风电场装机约3000万千瓦，占美国风电总装机的50%。

能源战略应设定长远目标并动态调整。我国能源战略及规划的前瞻性和系统性亟待提高，应制定明确、完善的顶层设计和长远发展目标，并通过定期评估机制动态调整。德国能源转型战略和长远目标的形成也是一个渐进的过程，而德国是一个政党轮流执政的市场经济国家，持之以恒地坚持发展可再生能源、保持能源战略和政策的连续性更是难能可贵。

坚持电力市场化的方向不动摇。经过10多年的市场化改革，德国电力市场已经发展成为欧洲最大、流动性最强、充分竞争的电力市场。实践证明，德国电力市场化没有影响其国家竞争力，电力市场能够有效地配置资源，广大市场参与者的智慧是无穷的，是“自上而下”的计划手段无法比拟的。例如，天然气发电边际成本较高，报价也高，按“报价低先调度”的原则，调度顺序一般在核电和煤电之后，尽管其运行小时数较少，较高的成交电价也能保证其盈利；而在我国现行机制下，上网电价由政府制定，气电能否盈利完全演变成企业争取调电价和政府补贴的博弈。另外，形势发展也要求坚持以市场的观念和视角看待市场经济国家的能源问题，借鉴其成功经验。

应对间歇性可再生能源发展的共性问题。风电、光伏现阶段仍需要补贴，还无法与常规电厂竞争。扶持激励政策的设计则取决于该国市场环境和具体国情，需要具体分析。资源分布和负荷分布不一致几乎是各国的共性特点。集中和分散式开发并重原则，决定了各国电网建设的两大共性方向———远距离输电通道和配电侧智能电网建设。前者有利于在更大范围内平衡和消纳，而分布式发电要求配电网进行信息和能源的双向交流和互动，发展智能电力。

积极应对间歇性可再生能源发展对电力市场的挑战。间歇性可再生能源的迅猛发展已经给德国常规电源的经营和生存带来了巨大冲击，然而常规电源对保证电力安全可靠供应仍然至关重要。这就要求创新市场机制和政策设计，既让常规电厂能够生存、盈利，也促进可再生能源尽快融入市场，并最终摆脱补贴依赖。未来电力系统也要求常规电源具有更高的运行灵活性，包括更低的最低出力水平、更快的爬坡能力、更短的启动时间等。