国外发展可再生能源为主体电力系统的经验与教训-以德国和美国加州为例

01 综合施策推动能源转型的德国经验

 德国地处欧洲大陆同步电网的中心位置，通过大电网互联互通，扩大电力平衡区域，有效保障电网安全稳定运行。德国目前输电网络长达37000千米。国际方面，德国电网通过30个220千伏-400千伏的跨国输电通道与法国、奥地利、荷兰、瑞士等陆地邻国互联，还通过海底电缆与瑞典、挪威电网互联。德国目前电网互联互通容量达2100万千瓦，约占德国装机总量的10%。2016-2020年德国进出口电力总规模保持在1000亿千瓦时左右，约占德国全社会用电量的20%。通过国际大电网互联，德国有效将可再生能源高发时的富裕电力出口到了邻国，并在可再生能源出力不足时进口邻国电力，见图2。由于近些年来德国可再生能源的快速发展，德国从邻国的进口电力也持续增加，已由2016年的218亿千瓦时增加到了2020年的423亿千瓦时，并将在2025年左右成为电量净进口国。

 国内方面，德国持续加强电网建设,以将北部地区的富裕风电输送到南部和西部负荷中心。德国目前有四条“北电南运”高压直流输电线路处于计划或在建状态，并有望在南部核电于2022年关闭后不久就投入运营。德国电网运营商计划未来投资约1100亿欧元用于电网建设与改造，以满足德国电力系统深度脱碳带来的要求。

 德国政府非常重视公众支持，充分发挥群策群力的作用，广泛听取社会各界的观点与声音，充分凝聚共识，促进公平公正转型，寻求能源、经济、环境协同发展的最佳策略和途径。

 德国通过筹建“增长、结构变化和就业委员会”（也称“退煤委员会”），广泛把主要利益相关方纳入政府决策过程中，寻求各方都易接受的退煤战略与计划。德国的“退煤委员会”之所以能在2018年6月成立后的半年时间左右就制定出了几乎全票通过（28名拥有投票权的委员有27人赞成）的淘汰燃煤发电的战略（即不再批准新建燃煤电厂，仍在建设中的煤电厂不再上网，于2035年或最晚2038年退出煤电），并最终被德国联邦政府采纳，这与“退煤委员会”的构成和退煤的相关保障措施息息相关。

 成员构成方面，委员会31名人员涵盖涉及退煤利益的核心相关方，其中7名人员来自地方，各有5名人员来自学术界和工商界，4名人员来自能源行业、各有3名人员来自环保组织、贸易组织和议会，还有1名人员来自政府，见图3。委员会成员对最终的退煤战略有同等重要度的投票权，但是三名议会人员只具有参与权，不具有投票权，体现出德国政府充分听取社会各界声音来制定退煤战略。

 保障措施方面，德国政府充分考虑了退煤对社会经济发展的影响和公平公正转型的迫切性。在最终通过的退煤战略中，德国政府决定借助对先进能源技术、交通和数字化基础设施的投资，以及推动创新活动，积极在传统煤炭地区创造新的就业和经济发展机会。德国政府计划在未来20年对煤炭地区额外增加至少400亿欧元的投资。此外，德国政府还决定通过降低输配电价来减缓终端用户承受电价上涨的冲击，以及通过协议和招标在财政上补偿提前退役的煤电机组，招标的最高竞价补偿在165欧元/千瓦（之后逐步减少到89欧元/千瓦），在2030年之后退役的机组将不再享有财政补偿。

 德国对分布式光伏的优惠补贴政策是其高速发展的重要保障。2021年德国最新更新的可再生能源法案（EEG）免除了光伏装机大小不超过30千瓦且年发电量不超过3万千瓦时的可再生能源电价附加（之前的免除大小为不超过10千瓦）。此外，政府还保留了对装机大小不超过300千瓦光伏项目的上网电价补贴；300千瓦-750千瓦的光伏项目只能通过招标作为集中式光伏并网（不可“自发自用”）或通过接受仅有一半发电量的上网电价补贴并网（允许“自发自用”）；超过750千瓦的光伏项目将只能通过招标进行并网。

 2020年，加州全社会用电量达2726亿千瓦时，发电量1909亿千瓦时。在终端用电量中，可再生能源占比33.09%(不包括大水电)，煤电、气电和核电分别占比2.74%、37.06%和9.33%，见图5。加州一年中有许多小时的可再生能源电量都超过50%，甚至达到70%。在2021年3月13日，加州一度达到了92.5%的可再生能源用电量的瞬时记录。

 加州大规模波动性的可再生能源的并网消纳导致电力系统对灵活性的需求骤增。例如，加州负荷的“鸭型曲线”导致该州目前在三小时之内需要有超过1300万千瓦的向上调峰能力，接近加州总装机的20%，且该调峰能力随着可再生能源的持续发展正在加速扩大,见图6。为应对可再生能源对电网安全可靠运行带来了冲击，加州通过不断完善市场机制建设，充分调动源网荷储的各类灵活性资源，全力维护供电安全。

 在批发市场中，加州独立系统运营商（CAISO）通过聘请气象学家、开发基于神经网络预测分析算法和软件，打造小地域空间、多时间尺度的精细化预报系统，以及定期评估和调整预测机制等措施，不断提升风光发电出力预测精度。预测不仅包括集中式可再生能源，还包括分布式可再生能源。这从源头上减少了电力系统灵活性的压力。加州风光日前预测的平均绝对误差在4-6%左右，远低于我国10-20%的平均水平。

 CAISO通过中长期市场、日前市场、实时市场、辅助服务市场等，保障可再生能源在以边际成本低的优势优先上网的同时，各灵活性资源在提供调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务时，能获得稳定收益。尤其是实时市场和辅助服务市场根据发电竞价、辅助服务竞价和超短期负荷预测等条件，滚动优化发电计划和满足系统辅助服务需求，确保系统实时稳定平衡。在2020年的实时市场中，向上调频、向下调频、旋转备用、非旋转备用的加权平均价格分别为16.08美元/兆瓦时、20.12美元/兆瓦时、9.58美元/兆瓦时、3.49美元/兆瓦时。值得一提的是，加州的输电线路虽大多归垂直一体化的公用电力公司所有，但调度和运营权却归属于非盈利组织的CASIO，这表明加州充分发挥电网的平台服务功能，成为链接发电端和售电端之间的润滑剂。

 在零售市场中，加州三大主要公用事业公司,即太平洋燃气与电力公司（PG&E）、南加州爱迪生电力公司（SCE）和圣地亚哥燃气与电力公司（SDG&E）为终端用户提供了包括分时电价、尖峰电价、实时电价、可中断电价、自动需求响应（auto-DR）、容量投标项目（Capacity Bidding Program，CBP）等一揽子电价政策，引导用户科学用电、节约用电，改善电力供需状况，为电力系统安全可靠运行提供支撑。例如，auto-DR项目的参与者将允许电力公司自动切断用户的可中断负荷（如空调、取暖、照明等智能管理设备），对于该项目的参与者，PG&E将承担75%的初始设备安装成本和给予用户每千瓦200美元的高额收益回报。加州容量投标项目的参与方将根据电力公司的事前通知在电力供应紧张时期（称为CBP事件）按协议规定减少用电量（一般为五月-十月的工作日，上午11点-晚上7点或下午1点-晚上9点之间），用户作为回报，将获得电力公司给予的固定月度收益，该收益不受电力公司是否在该月启动CBP事件而影响，但在CBP事件中未按协议规定削减足够用电量的用户将面临相应惩罚或收益减免。

 加州和德国都高度依赖仍属于传统化石能源的燃气机组作为灵活性电源，支撑可再生能源的并网消纳。由于气电在欧美的度电成本低，且具有启停速度快、升降负荷能力强、建设周期短和选址灵活等特点，加州和德国在逐步淘汰煤电的过程中都愈加依赖气电作为给电网提供调峰调频的服务方。2020年加州和德国燃气机组发电量占总发电量的比重分别高达48%和16%（我国仅为3%）。对气电的高度依赖也让其承受了国际天然气价格波动带来的经济风险和能源安全风险。由于经济复苏、天然气产能供应受限、可再生能源出力不足等原因，2021年欧洲天然气进口价格一度超过30美元/百万英热单位，与2020年的平均价格相比上涨约10倍，见图7。

 加州与德国大规模可再生能源并网消纳使终端用户承受了高昂的电价水平。当可再生能源在发电端大规模平价甚至折价上网的同时，电力系统整体的消纳成本却不断上升，这包括了灵活性电源的投资与改造成本、系统调节运行成本、大电网扩展及补强投资成本，以及接网及配网投资成本。可再生能源的消纳成本直接反映在德国和加州终端用户的电价水平上。德国拥有全欧洲最高的居民电价，2020年德国中等大小家庭（年用电量在2500千瓦时到5000千瓦时之间）的居民电价高达0.3043欧元/千瓦时，远高于欧盟27国的平均水平（0.2143欧元/千瓦时），见图8。2020年加州平均零售电价高达18美分/千瓦时，远高于德州8.36美分/千瓦时、宾州9.70美分/千瓦时、纽约州14.87美分/千瓦时和美国10.59美分/千瓦时的平均水平。