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电力市场
谢 静
近些年，随着我国能源结构转型、双碳目标的提出，新能源装机规模快速增长，预计到2030将达到12亿千瓦，2060年达到50亿千瓦，占电源总装机超过60%。
大规模高比例新能源并网，会对电力系统的接纳适应性和安全稳定提出巨大挑战。
放眼全球，很多国家在能源转型过程中都遇到了这个问题。在这个方面，德国的能源转型经验尤其值得我们关注。虽然新能源渗透率不断提高，但德国电网的稳定性却始终处于全球前列。这其中的秘密是什么？
笔者认为，这离不开德国电力市场体系设计和灵活性资源开发两个方面的努力。
电力市场体系设计
01
日内市场的设计
新能源因为气象条件的变化，功率预测一般很难预测准确，时间越长，准确率越低。
我们国家第一批电力现货试点市场中，新能源参与电力市场的方式普遍是报量不报价，并且在日前市场报完之后实时不允许调整。目前只有甘肃允许新能源在日前市场报量报价，并且在实时市场进行二次调整。
新能源在日前基于自身的功率预测报量之后，如果气象条件发生变化，或者功率预测不准确，那产生的偏差就要在实时市场进行结算，很有可能会造成新能源的亏损。这也是我们第一批8个现货试点中，山西、甘肃等新能源大省中新能源企业亏损的一个很重要的原因。
而德国的日内市场设计，则很好的解决了这个问题。日内市场包含1小时的产品和15分钟的产品，利用连续竞价的方式一直可以交易到交割前的5分钟，这就给了新能源电站充足的机会来根据自身的功率预测来调整偏差。在极度接近实时运行的时间内进行功率预测，准确率自然很高，也就为新能源企业避免了很大的偏差。
02
平衡结算单元的设计
德国有2700多个平衡结算单元，各平衡结算单元的平衡责任方（BRP）负责确保平衡结算单元内的电力平衡，一旦产生了不平衡，就要在平衡市场中购买平衡服务。而平衡资源的价格一般都比较高昂，所以为了避免这部分的成本，平衡结算单元一般都会通过各种各样的方式来提高对于区域内的功率预测水平，并且利用多种手段来保证平衡。
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气象预测：很多年前，撒哈拉吹了一场大风，把沙尘吹到了德国的光伏板上，光伏输出功率骤然下降，这些平衡结算单元没有预测到这种情况，结果损失惨重。后来，德国天气预报中心在撒哈拉建立了专门的气象站，开展针对撒哈拉沙尘预报服务的研究项目，以此减少光伏发电的预测误差。除此之外，德国有很多专门给电厂提供天气预报的公司，天气预报高度市场化。通过各种标准天气预报数据、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，利用大数据技术提高气象预测的准确率。德国也有专门针对天气预报的金融衍生品，用来对冲天气变化的风险。
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功率预测：薄薄的晨雾、撒哈拉的沙子，都曾引起系统的备用严重不足。于是，德国的功率预测模型中考虑的因素越来越多，包括积雪、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。目前德国风电日前功率预测误差为2%~4%，光伏日前功率预测误差为5%~7%。德国有5家提供可再生能源预测的小公司，他们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。
03
活跃的跨境交易
德国与奥地利、荷兰、法国、瑞士、捷克、波兰、丹麦、比利时和卢森堡等国接壤。德国电网通过30个220千伏~400千伏的跨国输电通道与邻国电网互联，还通过海底电缆与瑞典、挪威电网互联。
随着新能源装机规模的不断提升，新能源出力的波动范围逐渐增大。在德国新能源大发、电网供应充裕的时候，通过这些跨国输电通道可以将多余的电力输送给邻国。而当德国新能源出力不足导致电网供应紧张的时候，这些跨国输电通道又将电力从邻国送入德国。
德国电力市场已加入欧洲统一电力市场，在整个欧洲统一电力市场中，3/4的交易是跨境交易。这种活跃的跨境交易，为德国解决新能源出力随机性和波动性对电网造成的影响提供了很好的途径。
灵活性资源开发
01
火电灵活性改造
火电灵活性被认为是实现高比例可再生能源电力系统的关键。火电灵活性主要体现在三个方面：最小负荷、爬坡速率和启动时间（冷态、温态、热态）。
在欧洲，德国是火电灵活性改造的主要国家。硬煤机组最小出力可达25％～30％，爬坡速率可达到4％/min～6％/min，冷态启动时间4~5小时，热态启动时间2~2.5小时。褐煤机组最小出力可达40％～50％，爬坡速率可达到4％/min～6％/min，冷态启动时间6~8小时，热态启动时间2~4小时。
通过提升火电灵活性，可以极大地消纳新能源。并且高比例新能源的新型电力系统，对传统火电机组适应新能源快速波动的能力提出了很大的挑战。通过灵活性改造，传统火电机组可以避免频繁启停导致的高额成本，而且可以降低二氧化碳排放量。
当然，提高灵活性会缩短电厂寿命、增加运行维护成本等，但是在德国，一些发电厂运营商明知提高灵活性会在一定程度上缩短电厂寿命，但他们仍然对电厂进行了灵活性改造。在某种程度上，这与德国的能源转型政策有关，这也是德国发电厂灵活性比其他国家发电厂更高的原因之一。
02
储能
德国储能设施主要包括抽水蓄能、电池储能、压缩空气储能以及电制X（Power-to-X）。
德国自2011年启动储能基金，到2017年底已累计支持259个研发项目，资金共计1.843亿欧元。
德国国土面积较小，政府通过补贴鼓励私人住宅安装光伏系统，光伏发电可以自用，也可以卖给邻居，或者并入电网。德国政府要求2023年开始，所有新建屋顶必须安装光伏系统，太阳能板覆盖屋顶面积至少30%。
德国是欧洲最主要的家用储能市场，2019 年出货量占欧洲的66%。2021年，德国新装住宅电池的数量约为150,000个。根据德国储能协会的数据，目前德国居民安装了超过300,000 个储能系统，约10万户家用储能已经并网。这些储能系统既可以独立运行，当电力系统出现波动时又可以整合到虚拟大电池或虚拟电厂中参与一级备用服务。
03
虚拟电厂（VPP)
随着可再生能源在电力系统中的日益普及，德国制定了很多对 VPP 有利的法规。2021年7月，德国能源法对VPP的角色、市场机会和义务进行了法律定义。
德国的VPP主要有3类，包括独立聚合商的VPP、大型公用事业（跨国、地区、市政）和利基参与者。
在德国，VPP 已完全商业化。VPP主体通过聚合分布式发电资源（热电联产、沼气厂、分布式风电、分布式光伏等）、需求侧灵活性资源和储能，参与电力批发市场和平衡市场。在这些市场中，VPP的准入门槛都比较低。
通过参与电力批发市场和平衡市场，VPP不仅为电网提供了灵活性服务、减少了因高比例新能源带来的大量基础设施投资，同时也为响应资源的拥有者提供了经济性收入。
随着德国新能源装机占比的不断提升，功率预测偏差量理论上应该是越来越大，应该会有很多的平衡资源需求。但其实，通过完善的电力市场体系设计，辅之以灵活性资源的开发，近几年德国市场的平衡市场交易量却在下降。德国电力系统在充分消纳新能源的同时，也保持了安全稳定运行。
笔者相信，在中国建设以新能源为主体的新型电力系统的进程中，充分学习德国在能源转型中的经验，对于我们会有一定的启发，助力我们建立一个清洁低碳、安全可控、灵活高效和智能友好的能源系统，实现3060双碳目标。
参考资料：
南方能源观察：德国能源转型
《方正证券：储能深度报告》
《Business Models of Virtual Power Plants VPPs in Germany》
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