德国新能源发电发展和运行研究

　　中国的新能源发展取得了举世瞩目的成绩，但受制于电源结构、电网网架等因素，新能源运行和消纳问题突出，且部分地区已经由于消纳问题开始限制新能源发展。德国2019年风、光发电量占全部发电量的33.4%，是中国该数值的（8.6%）近4倍。本文通过对德国相关数据的收集和整理，研究德国新能源和常规电源发展历程，太阳能设备，总结德国新能源发展经验和启示，研究德国电力系统应对新能源功率波动性的措施，为我国未来新能源健康发展提供参考。

　　德国新能源发展和消纳工作成绩突出，国内学者对德国新能源消纳经验做了大量分析，但大多只是对德国新能源发展和运行进行了概略性的研究，基本没有详实的数据统计和分析。本文通过对欧洲能源及大宗商品交易中心数据、欧洲电网电力进出口信息、欧洲电力现货交易所电力生产和价格数据和德国Fraunhofer太阳能研究院数据的收集和整理，太阳能网，研究德国各类电源装机、发电量、发电小时数变化，以及德国近十年来能源转型历程。研究德国负荷用电量以及与周边国家联络线电量和电价变化情况，分析新能源发展给德国电价带来的影响，总结德国新能源发展经验和启示。通过典型周电力系统运行数据，分析德国电力系统应对新能源功率波动性的措施。

　　从装机变化看，德国开始能源转型后，风电、太阳能发电装机容量逐年增长，2006—2018年，风电、太阳能发电装机容量年均增长率分别达到9%和26%。德国近年来最大负荷一般在80GW左右。由于受自然因素限制，风电、太阳能发电在负荷高峰时段均可能出现低功率现象，不能提供安全可靠的电力供应。因此，为保障供电可靠性，德国近年来可控电源装机容量除核电外，未有明显减少，光伏发电网，基本维持在100GW左右，可以充分满足国内最大负荷需求，如图1所示。

　　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。

　　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，光伏发电网，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。

　　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TW·h，增长将近一倍，2018年有所下降，至93TW·h，如图4所示。

　　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。

　　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）。

　　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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