德国能源转型中的电力系统平衡和负电价问题

作者简介：郭欣，博士，1984年赴德国读博，毕业后一直在德国从事网络控制工作，是德国第一代综合能源网络控制系统的开拓者之一，主管过德国BTC商业技术咨询公司的“智能网络”业务，担任过BTC公司上海分公司能源部总经理，现任德国PSI软件公司高级业务发展经理

德国目前正处于能源转型的中期，2020年可再生能源发电比例已达到46%。随着可再生能源比例的不断增加，电力系统平衡和负电价问题逐渐突出，是能源转型中出现的典型问题。

一、系统平衡问题

一般来说，可再生能源的比例越高，系统的波动性越大，系统平衡成本也越高。美国是这样，英国和法国也都是如此，但德国却是个特例。据德国网络监管部门统计，从2009年到2020年，德国平衡发电和用电的调频功率非但没有增加反而有所下降。

图一：德国输电公司平衡功率的招标情况，其中PRL为一次调频功率，SRL为二次调频功率，MRL为三次调频功率

德国业界认为这和德国电力市场的设计和可再生能源预测都有关系。

德国的现货市场设计了一种平衡基团的机制。平衡基团是一个虚拟的市场基本单元，在此单元中，发电和用电量必须达到平衡。当单元内部达不到自平衡时，必须买入或卖出电量来保持平衡。平衡基团负责每天预测该区域内流入与流出电量，根据需要买入或卖出电量平衡该区域电量，并制成计划上交给输电网公司，而输电网公司会根据这些表格在内部平衡之后做出全区域的计划。当预测和实际发生偏差时，平衡基团必须承担系统的平衡费用。

平衡基团的机制是德国电力市场设计的核心，一方面保证了电量可以像证券一样进行交易，另一方面保证了电网发电和用电的平衡，维护了电网的稳定。

德国约有2700多个平衡基团，用2700多种方式方法来控制平衡，可以说是一种分而治之的平衡机制。平衡基团的预测和平衡控制做得越好，系统需要的平衡功率就越少，所以有人甚至认为这一市场机制是德国可再生能源高消纳的秘密之一。

平衡基团的机制也在很大程度上促进了可再生能源预测的发展，因为每一个平衡基团都必须认真做预测，预测做的不好会直接影响到平衡基团的收益。

除了利用不同的数学预测方法之外，德国很早就采用了多种天气预报的模型预测可再生能源发电。

除了各种标准天气预报数据以外，还有其它众多的相关数据来源，比如卫星的图像数据、气象雷达和气象气球的实时数据，航海和航天的天气预报数据等，数据量越来越大，需要大数据技术才能更好地解决新能源预测问题。

可再生能源发电的影响因素也很重要。对光伏发电的预测曾出现过系统性误差，结果发现原来是一层薄薄的晨雾遮盖住了光伏电池板。撒哈拉沙尘造成的光伏预测误差曾引起过系统备用严重不足。后来越来越多的影响因素被计入预测模型，例如积雪、冷锋、飓风、云层空气对流、网络弃风弃光、可再生能源站运行状态及网络检修计划等等。

值得一提的是，德国天气预报中心也为准确预测可再生能源发电做出了很大的贡献。该中心历经8年时间前后完成了三期国家研究项目，改进了气象模型，纳入了可再生能源的实时观察数据，推出了两个可再生能源预测的专项服务产品，把发布预测时间缩短到了15分钟，把预测周期延长到了45小时，还为架空线实时监控提供了预测数据。最近德国气象预报中心还完成了针对撒哈拉沙尘预报服务的研究项目，今后将提供服务专项，继续减少光伏发电的预测误差。

随着逐年的大浪淘沙，德国市场上最后仅剩下了5家做预测服务的小公司。它们充分利用了平台的规模效应，不仅向德国同时还向全球提供预测服务，用最经济的价格满足了市场预测的需求。据不完全统计，其中的两家小公司在全球可再生能源预测服务市场的份额已经达到了50%以上。

到2016年底，德国风电预测的误差已经下降到2-4%左右，光伏发电的误差下降到5-7%左右，大大减少了可再生能源引起的系统平衡费用。

由于德国现货市场的设计和可再生能源预测都做得非常好，使现货市场甚至取代了系统调频辅助服务市场的一部分功能，成为德国能源转型的一条很宝贵的经验。

二、负电价问题

欧洲尤其是德国随着可再生能源比例增加，现货市场上出现负电价的时候越来越多，主要出现在风电和光伏发电同时达到最高峰的时候，也就是发电过剩的时候。

图二：出现负电价的时段

欧洲各国都出现过负电价，而且是逐年增多。德国2019年有101小时出现过负电价，2020年9月份已经达到164小时。

图三：欧洲各国出现负电价的小时数

负电价时仍然有大量电厂在继续发电，因为大电厂尤其是核电厂停机和启动费用太高，系统备用机组也停不下来，尤其是热电联产机组要供热，由于热电耦合还在继续发电。德国业界认为这些问题都是因为能源系统的灵活性不足而造成的。

图四：传统电厂在负电价时的占比

能源系统灵活性是指能源系统根据外部信号(价格信号或激活)而灵活地改变能源生产和消费的能力。

提高能源系统灵活性有多种方式。在电源侧的措施有降低发电厂的停启费用、热电联产集成电变热装置、增加再生能源装置的可控性。在负荷侧可以实施电变热、电变气、电变液以及负荷控制。另外还可以补充储能系统，采用新能源市场直销、虚拟电厂以及聚合营销等捆绑方式售电用电。

德国的负荷削峰填谷控制已经相当完善，较大规模的可再生能源发电必须直销现货市场，虚拟电厂也已经普及，而热电联产和电变热方面的潜力还很大。

目前德国的供热运营商正在改造热电联产机组的燃气锅炉，使热电联产机组在电价恢复正常后能迅速启动热电联产机组，做到随叫随到。

德国的供热运营商已经并正在安装更大的电变热模块，以便在电价非常低或负电价时能够暂时关闭或完全关闭热电联产电厂，并通过电变热廉价提供剩余的热负荷。这项措施的作用是减少销售热电联产发电的损失，尤其是在天然气价位高的时候。

到2019年初，德国一共有36套大型电变热装置投入运行，功率分别为0.5到60兆瓦，总功率达555兆瓦，大部分集成到了城市综合能源公司的热电联产机组中。

目前德国大型电变热装置的经济效益还不够好，因为任何形式的用电都必须缴纳“可再生能源税”。从2014年以来行业协会一直在努力说服政府，希望能对电变热免去附加税费，而政府认为这样会一定程度上影响其它灵活用电装置的市场公平性，所以也有公司将电变热同时用于现货和调频辅助服务市场，以提高经济收益。从今年开始，德国政府已经决定降低“可再生能源税”，这将有助于提高大型电变热装置的经济效益。大型电变热装置的经济效益还跟全负荷时间长短有关。一般来说，全负荷时间800-1000小时左右可以盈利，尤其是有负电价的情况。到2025年，德国的风能和太阳能的比例将超过55%，预期每年约有1000多小时的多余发电时间，大型电变热装置有希望进入转亏为盈的阶段。

热泵是另一种常见的电变热装置，大多数规模都不大。德国目前约有9万多个热泵，热泵总功率已达到了10多GW。按照德国热泵协会的估算，到2050年德国至少需要1700万个热泵，才能完成供热转型。目前已经有一部分集成到了虚拟电厂系统里，用于现货和调频服务辅助市场，尤其是出现负电价的时候。随着负电价的时段越来越多，集成热泵的虚拟电厂的经济效益会越来越好。

德国政府也在试图取消负电价时对可再生能源的补贴，但受到了行业协会的强烈反对。行业协会认为2021年有相当一部分可再生能源的补贴期将满，它们在市场负电价时停止发电，会在一定程度上缓解负电价的情况。

综合上述，德国的经验表明，具有自平衡机制的能源市场，加上对可再生能源发电量的精准预测能有效降低平衡成本。持续提高能源系统的灵活性不仅可以有利于发挥现货市场的作用，还可以防止负电价现象，是能源转型成功的关键措施之一。

事实上，提高能源系统的灵活性始终贯穿于德国能源转型的整个过程，动力主要来自通过利用能源系统灵活性企业可以在现货和调频市场上获得更多的盈利，防止负电价造成的亏损。虚拟电厂就是一个典型的利用能源系统灵活性来赚钱的商业模型。

德国的经验还表明，综合能源是能源转型的终极方向，其中包括综合能源服务和综合能源网络。只有把源网荷储作为一个有机体来考虑，才能做到能源转型的经济效益最佳。

文章作者：郭欣