德國2020年電力系統(tǒng)負荷曲線分析研究

2020年的第一個季度，德國總電力消費量中來自可再生能源的電量占比達到了52％，是第一個完整的季度中可再生能源貢獻了該國超過一半的電力需求。2月甚至創(chuàng)下了單月61．8％的新高。相比之下，2019年第一季度的占比為44％。如此高比例的接入主要與2、3月創(chuàng)紀錄的風電和較高的太陽能發(fā)電，以及新冠病毒大流行造成的總電力需求下降有關。本文將首先研究展示德國2020年以來各個月電力系統(tǒng)的負荷曲線，然后對德國電力系統(tǒng)能消納如此高比例的可再生能源的原因進行解讀分析。在各國碳中和的大背景下，了解當前德國電力系統(tǒng)電源結構，研判其能源轉型的過去、現(xiàn)在和未來，將是十分有必要的。

01.2020年月度各類能源發(fā)電占德國用電負荷的比例

我們先通過圖表看一下2020年以來德國可再生能源（光能，陸上風能和海上風能，以及抽水蓄能）發(fā)電量的情況。

黑色曲線代表一個月內(nèi)的負荷曲線，不同顏色的色塊代表不同的發(fā)電源，由上至下淺黃色為太陽能發(fā)電，淺綠色為海上風電與陸上風電之和，淺藍色則為抽水蓄能。接下來，橘黃色色塊為天然氣發(fā)電量，深、淺兩種棕色色塊則代表無煙煤與褐煤發(fā)電量之和。最底部構成基礎負荷的則分別為核能（紅色），生物質能（深綠色），及水力發(fā)電（深藍色）。下同。所有負荷曲線圖均來自Fraunhofer ISE研究所的Energy－Charts平臺。

德國國家緯度較高，一月的光照資源較少，但風力資源相對較優(yōu)。一月的最后三天風電發(fā)電量有力支撐了超過七成的負荷側電量消費。尤其注意1月31日，當天可再生資源最高生產(chǎn)了占總用電負荷76．8％的電量。

二月光照依然不充沛，但風力發(fā)電量卻顯著上升，在2月22日達到了峰值46．88GW的發(fā)電量。2月1號是周六，因此第一天的負荷量就相對較低。整體看來，工作日與周末的總負荷明顯不同，這樣的需求側與電源側均為高波動性情況下，德國高比例新能源電力系統(tǒng)如何打破能源不可能三角，長期維持電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行、高可靠性和低棄電率，值得深度分析研究。

三月太陽能發(fā)電量開始逐漸變高，風電則開始減少。值得注意的是，三月下旬受新冠疫情的影響，全德經(jīng)濟活動受到一定抑制，總負荷曲線開始整體下調。3月22日正午1230時，在負荷僅有53．13GW的情況下，僅光伏發(fā)電便達到了33．41GW，風電則為20． 73GW。雖然由于基礎負荷無法繼續(xù)向下調節(jié)容量以消納所有風光發(fā)電，因此存在一部分電力出口，但該時段可再生能源發(fā)電量達到了總用電消費的83．7％。

四月的負荷曲線中可以看出新冠流行的封鎖對總負荷量的影響更大了，整個負荷曲線向下移動了約10GW。光伏發(fā)電在四月總發(fā)電量中占比非常高，4月22日下午1300，光伏設備共發(fā)電37．01GW，所有可再生能源發(fā)電占總負荷量約為84．6％。

五月、六月德國總用電負荷仍處于相對較低的水平，人均負荷略高于中國，風力發(fā)電量逐漸降低，但光伏發(fā)電量仍較高。五月的光伏發(fā)電峰值為35．27GW（5月6日1215），六月則為37．25GW（6月1日1300）。

七、八月德國的光照資源仍十分優(yōu)越，由于總負荷還沒有回到正常范圍，許多天可再生能源與化石燃料發(fā)電量之和都超過了德國的總負荷量，得益于多年來發(fā)展的較好跨國電力通道建設，多余的電力通過跨國輸電網(wǎng)出口至其他歐洲國家， 共同消納。

同時還可以看到，自五月大面積的封鎖開始后，德國每天的負荷曲線不再總是有明顯的出現(xiàn)在早晨和傍晚的兩個峰值，而形成了更多僅在午間達峰，早晚都偏低的負荷曲線形態(tài)。尤其是在五月，早晚與午間峰值的負荷差相較于二、三月更高，這都體現(xiàn)出了新冠封鎖和居家辦公帶來的人們生活、用電習慣的變化。

九月下旬至十月，全社會用電量開始慢慢升至封鎖前的水平，早上和傍晚的兩個用電峰值也重新體現(xiàn)在了負荷曲線的形狀中。此外，10月開始逐漸進入冬季，光伏發(fā)電功率越來越低，最高發(fā)電量僅為22．56GW，而風力發(fā)電量則顯現(xiàn)增高趨勢，在10月21日達到了41．17GW的高峰發(fā)電量。

2020年第一季度與2019年第一季度對比

德國能源和水行業(yè)協(xié)會（BDEW）和巴登－符騰堡州太陽能與氫能研究中心都對德國第一季度的可再生能源發(fā)電占比進行了測算，均認同二、三月天晴風大的氣候因素和疫情導致的用電需求下降使得可再生能源發(fā)電占比快速增加。根據(jù)BDEW的測算結果，德國在2020年第一季度的總用電量（與2019年同期）下降2％，而總發(fā)電量卻同比下降了近7％。這其中核能和化石燃料發(fā)電減少了15％，風力發(fā)電量卻激增20％。綜合這些因素，使得可再生能源達到總發(fā)電量的52％。我們可以通過比較2019年和2020年2，3月的負荷曲線看出這點。

2019年2月

2020年2月

相比之下，2020年2月的風力資源確實明顯更優(yōu)，尤其是在2月中下旬，風力發(fā)電量遠遠高于2019年2月。整個月內(nèi)有許多天風光發(fā)電總和占當日總電力負荷的超過50％。因此，2020年2月創(chuàng)下單月可再生能源發(fā)電占比61．8％的記錄也就不足為奇了。

2019年3月

2020年3月

2020年3月上中旬的風力發(fā)電量相對低于2019年同期，光伏發(fā)電量也未占較高的優(yōu)勢。但自三月下旬起，風光發(fā)電量都有所上升，尤其是太陽能發(fā)電量，同時受疫情影響總電力負荷量開始減少，兩種因素綜合之下，可再生能源發(fā)電量總和占比在3月反而增高了。

03.德國高比例風光系統(tǒng)的靈活性調控

盡管近年來具有間歇性和不確定性的可再生能源發(fā)電比例一直在上升，德國仍然是世界上最可靠的電網(wǎng)之一，其電網(wǎng)安全穩(wěn)定性和供電可靠性都有一定的保障。根據(jù)德國聯(lián)邦網(wǎng)絡局（Federal Network Agency，Bundesnetzagentur）的數(shù)據(jù)，2019年德國每個用戶的年平均停電時長為12．2分鐘，低于2019年的13．91分鐘，在整個歐洲及OECD國家中位列第二，僅次于瑞士，供電可靠率達到接近五個九的99．998％，綜合電壓合格率也極高。相比之下，其他歐盟國家如英國，法國和西班牙每年都有大約50分鐘的中斷。此外，根據(jù)美國能源信息署（EIA）的數(shù)據(jù)，2019年美國的平均電力中斷事件為284分鐘（約4．7小時），即使除去山火，颶風和嚴重暴風氣候的影響，用戶的平均斷電時間也高達92分鐘，遠遠高于德國的水平。

盡管較低的年均停電時間已經(jīng)驗證了德國電網(wǎng)的相對穩(wěn)定和可靠性，聯(lián)邦網(wǎng)絡局仍稱目前德國的停電現(xiàn)象更多是由極端天氣引起的，認為間歇性的可再生能源的過渡對電力供應質量并沒有較大的負面影響，供電可靠性與綜合電壓合格率持續(xù)處于高位。該機構的一個新聞稿中稱，自2006年開始對電力系統(tǒng)進行監(jiān)控以來，德國年度可再生能源電力生產(chǎn)量占總電力負荷的份額從11．8％上升至2019年的42．4％，2019年風光出力最高時候的發(fā)電占比高達83．6％，但平均停電時間仍呈逐年減少趨勢。2017年雖中斷時間有所提高，但主要是因為颶風，洪水和降雪等極端天氣事件所導致．

那么，德國到底是如何做到在不影響電網(wǎng)穩(wěn)定性的前提下不斷提高電網(wǎng)消納可再生能源發(fā)電的能力的呢？下面我們將對德國實現(xiàn)風光最大化消納的技術手段進行分析介紹。

1.常規(guī)基礎能源發(fā)電的靈活調度

為實時平衡中長期、日內(nèi)、小時級用戶的需求和可再生能源的電力平衡與電量平衡，常規(guī)發(fā)電組合須得在任意時刻靈活調整出力，提高電力系統(tǒng)整體靈活性，落實《德國可再生能源法》中可再生能源全額消納要求，保證負荷側與電源側實時匹配和電力系統(tǒng)高可靠性和靈活性。在德國，大部分硬煤電廠最初在設計時都考慮了靈活出力，現(xiàn)存的建于19世紀八、九十年代的褐煤電廠雖然相對靈活性較低，近年來都經(jīng)過了改造，以允許其向下調節(jié)到最高出力的40％，。類似的，德國的燃氣電站也在進行設計和改造，以提高其靈活性。目前德國的常規(guī)發(fā)電廠幾乎全都可以滿足市場負荷變化的要求。

以2020年2月10～16日的一周為例，該時段內(nèi)德國風電產(chǎn)量非常高，峰值可達45．48GW。因此，燃氣發(fā)電，燃煤發(fā)電，甚至核電都在相應調節(jié)出力。例如，2月16日周日午間1300，德國總電力負荷量為54．38GW，相對工作日同一時間的負荷較少。由于正值正午，光電出力為8．59GW，而風力發(fā)電則達到了39．63GW。為消納這部分可再生能源發(fā)電，燃氣電廠在該時段壓至當周最高出力的15．4％，硬煤電廠和褐煤電廠則分別壓至當周最高出力的19．5％和35．4％。核電廠相對本周最高出力也減少了約35％。

作為調節(jié)主力的燃氣電廠在短短幾天內(nèi)，從2月14日晚間13．32GW的出力峰值，降低到2月16日午間的2．7GW。到2月17日早間風力發(fā)電量有所減弱時，燃氣電廠出力又重新升至5．22GW?？偟膩碚f靈活性電源很好的保障了電網(wǎng)的穩(wěn)定安全供應。

德國的抽水蓄能也具有很強的調節(jié)能力（藍色色塊），全國31座蓄抽水能電站主要在早，晚兩個用電高峰時間出力，分別對光電和風電進行補充和調節(jié)。部分蓄水池是由廢棄的礦井改造而成，也是對煤炭場舊址的合理利用。

2.現(xiàn)貨市場電價調節(jié)機制

德國電力現(xiàn)貨市場的出清價格調節(jié)機制也使得常規(guī)發(fā)電源更有動力根據(jù)風光發(fā)電調節(jié)出力。電力現(xiàn)貨市場的價格往往與當時清潔能源發(fā)電量的盈余程度成反比。一般情況下，越多可再生能源電力在電力系統(tǒng)中參與調度，電力市場的出清價格就會越低。這是因為一方面，風光發(fā)電的邊際成本在近幾年已經(jīng)低于煤炭和天然氣發(fā)電，另一方面，歐洲電力現(xiàn)貨市場體制機制是為邊際成本為零的可再生能源消納量身打造，當可再生能源出力高時，現(xiàn)貨市場電價下降。電價下降也就意味著售電盈利減少，甚至出現(xiàn)負電價，各類常規(guī)資源就會盡可能壓低出力。而風光出力不足，現(xiàn)貨市場出清價上漲時，各類傳統(tǒng)機組會嘗試逐步拉高出力，受高電價的激勵，而靈活性電源得益于其快速響應能力，會在秒級和分鐘級別快速響應提高出力，達成較好的盈利。有鑒于此，建設靈活性電源的積極性和商業(yè)成熟度會大大增強，同時常規(guī)電源機組也會產(chǎn)生較大意愿進行靈活性改造以降低最低出力，增升爬升響應速度。我們可以通過德國2月風光資源較豐富和相對9月資源匱乏的兩個時間段內(nèi)電力出清價格的比較看出這點。

先看9月

圖中的藍色曲線代表每日的電價（右y軸），黃色和綠色色塊分別代表光伏、風電出力，淺棕色色塊則是化石能源與核能（以下統(tǒng)稱常規(guī)能源）的發(fā)電量?？梢钥闯?，九月雖然風電出力較小，但光照資源較為優(yōu)越，因此電價曲線在一天內(nèi)有非常明顯的峰谷差，最高位和最低位現(xiàn)貨市場出清價格平均相差約20～30歐元／MWh–正午光電出力最高時電價非常低，早晚風光發(fā)電都較弱時電價又會暴漲。燃煤、燃氣機組的出力曲線因此與電價曲線的形狀十分相似，且能看出電價曲線一般會略先于基礎能源發(fā)電曲線，說明現(xiàn)貨市場的價格變化有效激勵了這些常規(guī)電源的靈活出力和調峰。9月12～13日的周末，由于整體負荷較低，光伏出力又比較高，現(xiàn)貨市場甚至還出現(xiàn)了負電價。這是可再生能源大發(fā)情況下常出現(xiàn)的一種現(xiàn)象，意味著當常規(guī)電源壓至最低出力仍不能消納所有可再生能源發(fā)電后，電力公司會向用戶支付一定的費用讓他們開啟家中的電力設備以消耗多余的發(fā)電，以避免導致電網(wǎng)阻塞和重載超載現(xiàn)象發(fā)生。

另外請注意9月15日，當天晚間1900電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)了德國2020年以來最高的出清價格，約554歐元／MWh。這主要是由于該時間段內(nèi)幾乎無風電出力，一些成本較高的基礎電廠相應調至最大出力承擔剩余負荷造成的。數(shù)據(jù)顯示，當時硬煤和褐煤電廠出力達本月最高水平的96％和78％，燃氣電站出力則達本月最高水平的84％。

再看2月

德國2月大部分日子的電價都在35歐元／MWh左右，低于9月的整體電價。但由于風力資源較優(yōu)，全天候風電出力都比較大，2月每天峰谷電價之差，即一天內(nèi)市場出清價格的波動小于9月，且有多次都出現(xiàn)了負電價。常規(guī)電源機組出力曲線仍表現(xiàn)出一定滯后于電價，又與電價曲線波動情況較為相似的形狀，反應出電價機制良好的指引作用。

3.堅強的跨國網(wǎng)架結構

跨國電力聯(lián)網(wǎng)進一步提高系統(tǒng)靈活性，有助于電力在更大范圍內(nèi)進行資源配置。與德國接壤的9個歐洲國家，分別通過28條380kv～400kv和31條220kv～285kv的輸電線路進行連接。當?shù)聡稍偕茉窗l(fā)電較高時，除了靠基礎電源調節(jié)出力，還可以將多余電力出口至鄰國電網(wǎng)。同樣以2020年2月和9月為例看德國的電力出口情況。

9月

以0GW為界，圖中低于0GW的發(fā)電量均為出口，而高于0GW的淺紫色色塊（如黃圈中標出的部分）則為凈電力進口?？梢钥闯?，9月風光資源一般的情況下電力出口量并不高，最高電力進口量也不超過10GW。

2月

二月的電力出口明顯多于九月，最多的一天（2月9日晨間）出口量達14．94GW，而當時德國總負荷量也僅為41．10GW，其中可再生能源占72％，也就是說雖然有近半數(shù)的風，光，水力發(fā)電并沒有被消納，但卻靈活地出口到了其他國家。2月27日傍晚1730，太陽接近下山后光伏幾乎無出力，風力發(fā)電也僅有5．95GW，幾乎是整個2月的最低。為應對可再生能源的低出力，硬煤和褐煤電廠分別提升至了本月最高出力的80％和72％，燃氣電站則提升至本月最高出力的93％。在仍無法滿足全部負荷的情況下，德國從鄰國電網(wǎng)中進口了8．47GW電力，成功保障了電力供應安全。

基于2月的出口數(shù)據(jù)，接下來我們來看一看德國主要的電力進出口國家分別有哪些。以下數(shù)據(jù)均取自Agora數(shù)據(jù)平臺。

主要電力出口國（按圖標順序，下同）瑞士，波蘭，奧地利，捷克，盧森堡

主要電力進口國家丹麥，瑞典

電力進出口均較多的國家法國，荷蘭

在地圖上顯示各國與德國的進出口關系如下。

當前國內(nèi)少數(shù)專家誤傳德國高比例新能源電力系統(tǒng)主要依賴于波蘭的煤電，甚至誤傳波蘭在兩國邊境沿線建設煤電機組，需要正本清源的是，這與事實不符。波蘭與德國在電力系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)中屬于弱聯(lián)絡，且在電力邊貿(mào)方面，波蘭每年從德國進口九十億度來自可再生能源占主所發(fā)的電力，屬于典型電力凈進口國，德國幾乎不從波蘭進口電力，并沒有依靠波蘭煤電滿足自身需求，相反，波蘭需要德國可再生能源發(fā)電供應傳輸滿足其國內(nèi)電力需求。與此同時，波蘭政府已經(jīng)于2020年與歐盟達成一致，最遲于2049年徹底退出煤炭煤電領域，所有煤電機組將會于三十年內(nèi)全部關停。至此，歐盟主要經(jīng)濟體甚至全部27國已經(jīng)在退出煤炭煤電領域方面達成高度一致，未來歐洲大陸各國建設新一代高比例新能源電力系統(tǒng)，將成為引領全球能源轉型的主流宏觀趨勢。

4.先進的風光預測及調度運行技術

雖然風光發(fā)電量是隨時變化的，但卻有一定的可預測性。消納高比例可再生能源的一個基礎就是正確的對其發(fā)電功率開展超短期負荷預測。在德國，基于天氣預報的新能源功率預測屬于商業(yè)領域。各大電網(wǎng)公司以及電力供求各方皆會購買來自專業(yè)機構的預測服務?；谔鞖忸A報的結果提前數(shù)分鐘甚至數(shù)天來預測可再生能源的輸出，并對此進行精確的建模和預先調度，可以減輕電力市場的靈活性要求負擔。德國50Hertz電力公司全網(wǎng)日前風電功率預測均方根誤差可以達到2％～4％，太陽能可以達到5％～7％。大型新能源場站，如正在大力開發(fā)的德國北部海上風電，也要開展功率預測工作，根據(jù)預測發(fā)電能力參與市場競爭。

進一步提高消納比例的挑戰(zhàn)

德國的目標是到2030年達到50％的可再生能源份額，到2050年達到80％的份額。到目前為止，德國尚未在電網(wǎng)資源配置方面遇到顛覆性難題，成功地平衡了其可再生能源的不穩(wěn)定發(fā)電，棄風棄光率也長期處于低位，這在一定程度是配電網(wǎng)從無源轉向有源，德國電力系統(tǒng)在貫徹“分層分區(qū)就地平衡”方面做的極為嚴謹卓越。與此同時，為進一步提高消納比例，維持一如既往的超高供電可靠性，德國的電網(wǎng)運營公司還面臨著很多挑戰(zhàn)。

1.國內(nèi)輸電網(wǎng)絡的擴展瓶頸

德國的風力發(fā)電是可再生能源發(fā)電的重要部分，出力一般高于太陽能發(fā)電。然而，現(xiàn)存的以及規(guī)劃中即將新建的風電場大部分位于風力資源優(yōu)厚的德國北部，而大都市區(qū)和高耗能的工廠多建于該國的南部和西部，因此發(fā)電和耗電中心并不匹配。

按照Amprion電網(wǎng)公司針對2015年與2030年情景所做電力平衡，未來十年后德國南部電力緊缺，北部電力盈余（南缺北豐現(xiàn)象），然而，目前連接德國南北部35，000公里的直流輸電線并不能完全承擔將北部的剩余發(fā)電傳至南部的任務。特別是在大風天，北部的現(xiàn)貨電力市場中有大量廉價的可再生能源參與競價，大大壓低電力批發(fā)價格，鼓勵南部用戶購電，然而現(xiàn)有的輸電線卻無法將這些風能全部輸送給客戶。因此，雖然北部發(fā)電中心可以在一定程度上通過靈活性調節(jié)和出口避免浪費風電，但南部電網(wǎng)運營商仍需調度價格較高的常規(guī)能源機組進行發(fā)電，從而提高了饋電成本。此外，由于各個北歐國家都在擴大風光發(fā)電能力，并且所有市場的用戶行為都表現(xiàn)出很大的相似性，因此調整進出口以滿足德國電力市場穩(wěn)定性的能力將會越來越有限。這就使得南北輸電線的建設更有必要。

對此，德國政府和電網(wǎng)運營商已經(jīng)開始加快建設更多的南北輸電線，見上圖。根據(jù)聯(lián)邦網(wǎng)絡局的數(shù)據(jù)，2025年之前，預計將有4650公里的新電線建成，另有約3050公里的電力線被翻新。雖然鋪設新線路涉及到土地，居民等方方面面的協(xié)調管理，但若不加快輸電線的建設以減少南北能源消費和生產(chǎn)的不平衡情況，這一問題可能會成為德國當前目標達成的向100％可再生能源發(fā)電的最大阻礙因素。

德國與周邊國家電力潮流交換圖

2.轉型帶來的高電價

雖然德國的可再生能源發(fā)電發(fā)展迅速，但這也是有代價的。政府通過補貼使廉價的可再生能源在電力市場中優(yōu)先競價出清，從而壓低了現(xiàn)貨市場的電價。對于部分在批發(fā)市場中直接購電的高能耗大型工廠來說，這減少了他們的電費支出，使其受益。然而，對于無法以批發(fā)價在現(xiàn)貨市場購電的家庭或小型企業(yè)來說，大量可再生能源實際上推高了他們的電價。這是因為政府實際上是通過在終端居民賬單中加征可再生能源稅，網(wǎng)絡費用等來向風電場和光伏電站提供資金補貼，這些費用甚至能占到總電價的三分之二。下圖說明了近20年來德國電價和各種稅收的增長。

面對居民日益加重的用電負擔，2012年德國政府緊急剎車，開始削減對可再生能源的補貼，尤其為光伏設置了補貼容量上限。這在一定程度上避免了電價的繼續(xù)飛漲。當前聯(lián)邦政府已經(jīng)明確，同時可再生能源將進一步增長的同時，未來德國電價將持續(xù)穩(wěn)定，德國將進一步改善激勵機制，在不影響可再生能源低價上網(wǎng)出清的前提下減少德國終端用戶的電費支出。

世界各國的電力系統(tǒng)穩(wěn)定性挑戰(zhàn)

隨著可再生能源份額的增長，世界上各個國家都在應對高比例風光給電網(wǎng)帶來的挑戰(zhàn)。德國通過一系列煤氣靈活性改造，與周邊國家互聯(lián)網(wǎng)架等已經(jīng)達到了很高的可再生能源滲透率，許多其他國家也在采取類似或不同的措施達到此目標。在美國，電力市場監(jiān)管者更多從需求方進行管理，推動需求側響應，分布式發(fā)電滲透，輔助服務市場的發(fā)展，或增加電力系統(tǒng)與其他部門的耦合等。加利福尼亞州尤其是各種創(chuàng)新技術和機制的施行地。在歐洲，丹麥主要通過與鄰國電網(wǎng)互聯(lián)，尤其是北歐國家的電網(wǎng)，達到高比例的風光整合率并穩(wěn)定的保持電力供應的安全。除此之外，丹麥創(chuàng)新性的將發(fā)電與供熱結合在一起，根據(jù)風光資源發(fā)電的波動改變熱電聯(lián)產(chǎn)工廠的儲熱和發(fā)電比例，由此靈活改變出力以達到系統(tǒng)的平衡。風力發(fā)電較高的西班牙依靠更先進的電網(wǎng)控制技術和風力預測系統(tǒng)，以及其靈活的水力資源發(fā)電，也達到了大區(qū)域電網(wǎng)的平衡。在與其他電網(wǎng)相對獨立的南澳大利亞，由于無法依靠跨國網(wǎng)架平衡電力輸出，因此也一直在開發(fā)先進的風光預測技術，以減少電力市場的波動。

此外，包括冰島，挪威，新西蘭等國家可再生能源比例實際上已經(jīng)達到了驚人的60～99％，但在這些國家，可再生能源主要指的是可調度的水電，地熱或生物質發(fā)電，與太陽能和風能發(fā)電相比間歇性和波動性較小。因此這些國家的可再生能源并網(wǎng)挑戰(zhàn)并不是我們關注的重點。

對中國的啟示

20年前，國家電網(wǎng)部分電力專家認為電網(wǎng)中可再生能源占比超過百分之十，由于其波動性，電網(wǎng)就很大可能會崩潰。現(xiàn)在，德國已經(jīng)證明了一季度內(nèi)52％的可再生能源供應也是安全可靠的，且這是在完全沒有儲能裝置的情況下做到的。隨著各類電力系統(tǒng)靈活性資源的挖掘和支撐，未來德國電網(wǎng)80％甚至100％可再生能源電力系統(tǒng)指日可待。

在中國也有越來越多的可再生能源并網(wǎng)，然而風光發(fā)電的不確定性曾一度導致我國棄風、棄光現(xiàn)象嚴重，僅2015年我國可再生能源發(fā)電削減總量就超過了338億千瓦時，相當于劉家峽水電站6年的發(fā)電量。高比例可再生能源并網(wǎng)導致的干擾和網(wǎng)絡可控性不足的問題也導致風電場脫網(wǎng)事故頻發(fā)。這些都使得高比例風光消納在我國成為一大挑戰(zhàn)。然而，在探索和破解高比例可再生能源發(fā)展的道路上，我們事實上可以從德國的轉型經(jīng)驗中得到一定的啟示

高比例消納可再生能源本質上是電源的平衡和調節(jié)過程，因此如抽水蓄能等靈活性資源就及其重要。中國目前以煤電為主的電網(wǎng)確實缺乏較強的為風光發(fā)電做深度調峰的能力。雖然國家能源局自2016年起就開始試行煤電廠火電靈活性改造項目，挖掘燃煤機組調峰潛力，提高可再生能源消納能力，但不管是調峰能力，爬坡速度，還是啟停時間，我國目前的煤電改造成果相較于德國，丹麥等還沒能達到最高水平。同時，相較于煤電機組，燃氣機組的調峰能力更強。因此在以燃氣電站較為普及的國家，即使不經(jīng)靈活性改造，其電網(wǎng)可再生能源發(fā)電并網(wǎng)的能力也更高，從而在一定范圍內(nèi)能有效減少風光波動對電網(wǎng)的危害。在目前我國2030年碳排放達峰，2060年達到凈零碳的目標下，對化石燃料機組的靈活性改造將是支撐可再生能源持續(xù)并網(wǎng)，達到電力系統(tǒng)凈零碳的第一步。

與德國類似，中國也存在一定程度上發(fā)電中心和負荷中心的電力不平衡矛盾，因此加強和擴展輸電網(wǎng)絡，推動智能配電網(wǎng)的發(fā)展，踐行分層分區(qū)就地平衡，以集中式與分布式協(xié)同發(fā)展，將是提高可再生能源消納比例的另一個重要策略。

大力推進電力期貨與電力現(xiàn)貨市場建設，持續(xù)深化推進電力體制改革也是提高電力系統(tǒng)消納能力的重要支撐。

歐盟2050碳中和目標與中國2060碳中和目標高度一致，新一代高比例新能源電力系統(tǒng)將成為重要剛性需求。

作者評論

作為傳統(tǒng)工業(yè)強國的德國，煤電有力支撐了十九世紀德國第一次工業(yè)革命和第二次工業(yè)革命，但德國人意識到——“石器時代的結束并不是因為石頭被用光了，煤炭時代的結束也絕不會是煤炭被燒光”，伴隨著可再生能源的蓬勃發(fā)展和全民環(huán)保意識的極大增強，保守傳統(tǒng)而嚴謹?shù)牡聡?，已?jīng)下定決心，立下宏愿，在德國能源轉型和歐盟碳中和目標引領下，推動德國電力系統(tǒng)從傳統(tǒng)火電慣量支撐下的電網(wǎng)，向80％新能源電量占比的高比例新能源電力系統(tǒng)轉型發(fā)展。德國聯(lián)邦政府已于2019年達成決議，繼2022年徹底退核后，最遲在2038年前德國徹底退出煤電煤炭領域，所有煤電機組，包括經(jīng)過多年建設剛投運的煤電機組均需在2035年前，最晚2038年前全部退役，補償和再就業(yè)由發(fā)電企業(yè)和兩級政府共同承擔兜底。未來適應高比例新能源發(fā)展的德國電力系統(tǒng)靈活性將由31座抽水蓄能電站、生物質燃氣電站、堅強的跨國電力輸送通道提供的國間電力互濟，以及正在蓬勃發(fā)展的電源側和用戶側儲能提供支撐，而德國及歐洲現(xiàn)貨電力市場、電力輔助服務市場和歐盟碳交易市場為主的三大市場平臺為這些靈活性電力資源的提供了完整制度保障，通過搭建更好的法律、政策和市場體制機制保證靈活性資源的商業(yè)營利性，隨著第三次工業(yè)革命到如今德國工業(yè)4．0的同步發(fā)展，2050年德國電力系統(tǒng)發(fā)展形態(tài)更呈現(xiàn)出完全不同的形態(tài)，電力能源行業(yè)將煥發(fā)全新活力。