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图1 德国国风电、太阳能发电装机容量变化
从各类电源年发电量变化看,褐煤、水电、燃油机组发电量未有明显变化;核电受装机容量减小影响,发电量减小;风电、太阳能发电、生物质发电受装机容量增大影响,发电量迅速增长;硬煤发电量逐年减小,但幅度下降不大;燃气发电虽然装机容量增长较快,但发电量有所降低。各类电源年发电量占比的变化情况如图2所示,可以看出,风电、太阳能发电、生物质发电发电量占比不断增加,替代了部分核电、硬煤发电和燃气发电电量。
图2 德国各类电源发电量占比变化
从新能源发展对常规电源影响来看,2006—2018年德国燃油发电主要用途为电网高峰负荷备用、应急备用或距离电网较远地区的供电,年平均小时数比较固定,仅203h。燃气发电虽然装机容量逐渐增加,但由于需要配合风电和光伏发电开展每日的电力平衡,发电小时数逐渐下降,年平均1969h。核电、褐煤发电也基本不参与电力平衡调节,仅在市场价格长时间为负电价时采取降出力或关机调节,核电2006—2018年平均小时数为7311h(2011年因装机容量变化较大,未计入),褐煤发电年平均小时数为6475h。配合风、光波动开展调节的主要是硬煤发电,导致硬煤发电小时数逐渐下降,从2006年的4317h降低到2018年的3050h。
图3 德国核电和化石能源发电小时数变化
从联络线送受电量来看,由于德国新能源装机容量较大,风、光出力波动明显,除了依靠本国硬煤发电、燃气发电调节外,还依靠跨国联络线开展电力平衡,利用他国资源平衡本国风光波动。当本国来风、来光较小时,本国电源不能及时开机以保证供电,市场出清价格较高,从国外购入电力;当本国风电、太阳能发电出力较大时,市场出清价格较低甚至是负电价,向国外低价售出电力。德国跨国联络线交换电量逐年增加,从2006年的55TW·h上升到2017年的107TW·h,增长将近一倍,2018年有所下降,至93TW·h,如图4所示。
图4 德国跨国联络线交换电量情况
从实际运行来看,新能源按照0电价参与电力市场竞价(实际结算电价还包括政府补贴),以保障优先上网。当新能源出力高时,电力市场的出清电价下降,甚至出现负电价,受电价影响,火电、燃油燃气发电等尽可能降低出力,国外电力市场同样从德国买入电力;当新能源出力低时,电力市场出清价大幅上涨,刺激各类灵活电源包括国外电源提高发出电力。
图5 2017年第17周德国各类电源运行情况
从对电价的影响来看,过去十年中,由于可再生能源分摊费快速增长,德国居民电价持续走高。德国居民在享受高可再生能源的同时,还承受着高额的国内用电电价(2019年为30.43欧分/kW·h,较2000年最低的13.94欧分/kW·h上涨了1.1倍,如图6所示)。
图6 近20年德国居民用电电价变化情况
研究结论
发展风电、光伏发电等新能源是中国能源战略的重要组成部分,但发展新能源是一个必须由全社会参与的系统性工作,电源结构优化、电力系统灵活性提升、体制机制改革、技术进步等缺一不可。中国应充分学习国外新能源发达国家经验和教训,立足本国经济和电力发展实际情况,走出一条满足中国实际需求、促进中国新能源可持续发展的新路。
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