三、風光發(fā)電量躍升，傳統電源調峰化解決消納問題

　　(一)風光占比提升帶來消納問題，火電是調節(jié)電源主力

　　歐洲各國電源結構迥異，風光占比提升為共同趨勢。歐洲各國根據資源稟賦差異， 發(fā)展出不同的主力電源，在面對風光占比提升帶來的消納問題中，火電、水電等傳 統能源普遍發(fā)揮調峰消納能力，主要可以分為以下幾類：

　　(1)丹麥，以煤為主到以風光為主：2000年煤電發(fā)電量占比超40%，2022年降至 10.5%，風光發(fā)電量占比已超60%，生物質發(fā)電占比23%，丹麥主要依靠與鄰國電網 互聯，挪威和瑞典均是水電富余國家，通過電量進出口調節(jié)國內電量消納，所以風 光占比高仍然沒有出現消納問題;

　　(2)法國，以核為主發(fā)展風光：2000年核電發(fā)電量占比78%，2022年降至63%，風 光占比提升至12%，氣電占比9%，核電自身具備一定調節(jié)能力，作為清潔電源不存 在碳排放壓力，穩(wěn)定運行的核電降低了法國對外國天然氣的依賴，少量氣電可調節(jié) 風光消納;

　　(3)挪威，以水為主發(fā)展風光：挪威境內水能資源豐富，21世紀初發(fā)電量幾乎全部 來自水電，2022年水電發(fā)電量占比90%以上，風光占比提升至7.5%，水電兼具清潔 性穩(wěn)定性，無消納壓力，同時可與丹麥互聯相互調節(jié);

　　(4)波蘭，以煤為主轉型風光：波蘭是歐盟煤炭大國，2000年煤電發(fā)電量占比95%， 2022年降至69%，風光占比提升至15.5%，高比例煤電可以解決風光消納問題，短 期內仍然難以擺脫對煤炭依賴;

　　(5)意大利：以氣為主發(fā)展風光：2022年氣電發(fā)電量占比51%，風光占比17%，高 比例氣電調峰能力強，主要補齊電量缺口;

　　(6)德國：煤+風光為主、逐步關停核電：德國能源結構相對均衡，過去以煤電、 核電為主，重點發(fā)展風光，2022年煤電和風光發(fā)電量占比分別為31%、32%，氣電 16.5%，并計劃關閉所有核電站，2022年核電占比降至6.3%,較高比例的火電和跨境 互聯的電網為德國風光提供調峰消納。

　　風光發(fā)電份額的增加放大電力系統凈負荷波動，調高靈活性調節(jié)需求。根據IEA預測， 在APS情景中(假設所有減排承諾和能源目標都實現)，到2030年全球電力系統中 風光發(fā)電份額將增至30%，到2050年將增至60%。在歐盟能源轉型的過程中，不可 調度的風光發(fā)電份額的增加放大了凈負荷(電力需求中去除風光發(fā)電后的負荷)的 變動，顯著提高了電力系統靈活性調節(jié)的需求。預測到2030年底，歐洲的電力系統 靈活性調節(jié)需求將增加50%。

　　靈活調節(jié)電源與可再生能源發(fā)電裝機的配比不斷提升。歐洲國家靈活電源比重相對 較高，德國、丹麥、西班牙、英國的靈活調節(jié)電源與可再生能源發(fā)電裝機的配比分別 為44%、43%、140%和190%。在歐洲五大電力市場中(英國、德國、法國、意大利 和西班牙)，Wood Mackenzie預測到2040年將新增169GW風電和172GW光伏裝機， 與之對應的電力系統靈活性資源將從2020年的122GW增至2030年的202GW、2040 年的260GW，靈活性電源的裝機占比再度提升。 火電是現階段靈活性調節(jié)的主要電源，儲能和需求側響應將接力火電成為能源結構 轉型的后備主力。電力系統的靈活性資源包括發(fā)電側、電網側、需求側響應和儲能 四類。從靈活性調節(jié)的供給結構來看，火電提供了目前維持電力系統可靠性所需要 的大部分靈活性電源，其次是水電和需求側響應。在近十年，火電仍是靈活性調節(jié) 的主要電源，其次是電池儲能和需求側響應的大規(guī)模增長，是能源結構轉型的后備 主力。

　　(二)他山之石，丹麥和德國傳統電源調峰化解決消納問題

　　丹麥、德國等國家新能源占比超30%，其解決風光消納方式可供借鑒。歐盟新能源 發(fā)展速度快，但各國發(fā)展進度不一，2022年1-11月丹麥風光發(fā)電量占比已達64%， 德國、荷蘭等國占比已超30%，這些國家在新能源滲透率提升過程中已面臨過消納 問題，其解決方案主要在于將傳統電源調峰化、以市場化電價機制鼓勵火電調峰， 或通過跨境電力互濟引入其他國家的傳統電源參與調峰消納。

　　丹麥加速淘汰煤電，當前煤電主要發(fā)揮調峰作用。復盤丹麥21世紀以來電力結構演 變過程，風光等可再生能源逐漸取代煤電等傳統能源，在2000年丹麥煤電裝機 5.0GW(占比56.3%)，2000-2009年，丹麥煤電緩慢下滑，仍是電力的主要供應來 源并提供靈活性調節(jié)，2009年后，煤電裝機加速淘汰，到2021年煤電裝機僅余1.2GW (占比9.2%)，發(fā)電量占比降至13%，主要發(fā)揮調峰作用，而風光裝機從2.39GW提 升至8.55GW，發(fā)電量占比從12%提升至64%。

　　新能源滲透率提升的同時，德國保留一定火電裝機用于調峰。與丹麥不同，德國在 風光發(fā)電量提升的同時，始終保留一定的煤電、并新增一批氣電裝機解決風光消納 問題，這與德國資源稟賦有關，德國是歐盟最大的煤炭產出國，2021年德國煤炭產量占歐盟的38%，這與我國頗為相似。2000-2021年德國煤電和氣電裝機占比從63.3% 降低至29.2%，風光裝機占比從6.0%提升至58.7%，新增裝機主要由風光貢獻。發(fā)電 量結構來看，2000-2021年德國煤電和氣電發(fā)電量占比從61.0%降低至44.6%，風光 發(fā)電量占比從1.6%提升至28.2%，火電仍然保持了一定比例用于調峰。

　　總結丹麥和德國新能源發(fā)展過程中的經驗，其解決風光消納問題主要依靠三個措施： 一是增加靈活調節(jié)電源，對煤電進行靈活性改造、擴大氣電裝機，并大力發(fā)展儲能; 二是引入市場化電價機制，包括電力現貨市場和負電價，通過市場化機制鼓勵火電 靈活性改造、為調節(jié)電源提供合理收益，并引導用戶削峰填谷;三是跨境電力互補， 歐洲大部分國家實現電網互聯，可依靠其他國家為本國提供調峰消納。

　　1. 靈活調節(jié)電源：煤電靈活性改造、氣電和儲能

　　丹麥的調峰手段經歷了從電源側火電靈活性調節(jié)、到電網負荷預測和調度、再到用 電側需求調節(jié)的過程。在2009年之前新能源發(fā)電量占比不足20%，丹麥主要依靠靈 活熱電廠和聯網線路進行調節(jié)，2010-2015年增加預測和調度系統以及部門耦合方 式，加強電網調度能力，2015年后，進一步加強需求側調節(jié)，火電靈活性調節(jié)的作 用逐漸削弱。

　　具體看丹麥的火電靈活性改造措施主要分兩個階段：第一階段是改進過載能力，提 高爬坡速率，降低最小穩(wěn)定出力，第二階段是完全或部分的渦輪機旁通、使用電熱 鍋爐或者熱泵生產熱能、用于轉變電力生產方式的附加水基蓄熱?；痣姷撵`活性調 節(jié)能力不斷加強，由基荷電源完全轉向調峰電源。

　　德國除保留火電裝機外，還積極發(fā)展儲能。與丹麥不同，德國用電規(guī)模大，風光消 納面臨形勢更嚴峻，除了保留一定規(guī)模的火電裝機外，德國還積極發(fā)展儲能，儲能 規(guī)模排在歐洲國家前列，同時德國電網跨度大，儲能調度困難，因此重點發(fā)展戶用 儲能，2021年德國戶用儲能占歐洲比例達61%。

　　2.市場化電價機制：電力現貨市場

　　完善的市場化機制、合理的補償收益推動丹麥火電靈活性改造。2005年，丹麥放開 電力現貨市場，將電價調整頻率由一天3次調為一天24次，同時將熱電聯產機組推入 現貨市場，并在2009年進一步引入負電價機制，火電可以依靠自身靈活性在現貨市 場獲得調峰收益。2015年出現跨越歐洲大部分的協調日前市場，歐洲國家可以通過 跨境交易加強可再生能源的調度能力。

　　丹麥電力市場采用調度與交易分離模式，交易所負責交易組織(現貨市場：日前和 日內交易)，電網公司負責調度與系統平衡(調節(jié)功率市場)，丹麥屬于北歐電力市 場的一部分，現貨交易在北歐電力交易所進行，調節(jié)功率市場由輸電網運營商—丹 麥電網公司組織。

　　現貨市場實時反映電力供需情況，新能源直接參與日前市場，以低邊際成本優(yōu)勢獲 得優(yōu)先發(fā)電權，除了在市場收入之外還能獲得政府給予的溢價補貼，一定程度上保 證收益的穩(wěn)定性，但新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性同樣導致現貨市場電價波動上行。

　　調節(jié)功率市場是丹麥解決風光消納和電網平衡的主要手段，負責平衡的主體(包括發(fā) 電和負荷)在市場報價，對于上調服務，按照平衡資源報價由低到高的原則進行排序 (高于現貨價格) ，對于下調服務，按照平衡資源報價由高到低的原則進行排序(低于 現貨價格)，有效通過市場激勵各類資源參與系統調節(jié)，通過競價反映短期成本。對 于造成不平衡的發(fā)電與用戶，事后根據不平衡量支付不平衡成本。

　　德國完善市場化電價機制，建立備用市場實施容量電價保障電力供應。德國在電源 側建立了中長期市場、現貨市場和備用市場，備用市場中除電能量交易之外引入容 量電價，所有電力運營商平等參與電力市場，通過市場機制調節(jié)電力供需;需求側 實施分時電價、尖峰電價等機制，同時參與歐洲跨國電力市場，進一步提升系統靈 活性和調節(jié)能力。

　　德國的現貨市場分為日前拍賣，日內拍賣和日內交易，日前市場的競爭機制按照按 邊際成本(燃料和排放成本)排序，其中可再生能源發(fā)電的邊際成本為零，核電較 低，煤電較高，燃氣發(fā)電更高，燃油發(fā)電的邊際成本最高。日前市場的價格機制采用 按用電需求統一出清的方法，市場需要的發(fā)電量按邊際成本排序，一直到滿足負荷 需求為止，這時的電價被稱為出清價格。從現貨市場價格來看，德國日前和日內交 易價格波動較大，日內交易15分鐘結算一次，更高頻反映電力供需情況。

　　3. 跨境電力互補：電網互聯實現多國聯合電力調節(jié)

　　歐洲跨國電力市場發(fā)達，可以多國聯合調節(jié)電力供需平衡。德國位于歐洲大陸中心， 德國電網通過30個220千伏~400千伏的跨國輸電通道與周圍瑞典、丹麥、法國、荷 蘭等多個國家互聯，還通過海底電纜與瑞典、挪威電網互聯。跨國輸電能力達到2700 萬千瓦，占系統最高負荷的1/3。在可再生能源發(fā)電較高時，德國可以將多余電力出 口至鄰國電網，當可再生能源發(fā)電不足時，可以通過電力進口保障供應，在本國常 規(guī)電源調節(jié)能力用盡后仍無法滿足全部負荷的情況下，可以從鄰國進口電力保障能 源供應安全。

　　丹麥依賴鄰國解決風光消納問題。以丹麥為例，丹麥鄰近瑞典和挪威兩大水電富余 國家，可以聯合兩國水電作為短期靈活性來源，丹麥大力發(fā)展電力跨境交易市場，有效地從市場層面促進了風電的積極消納與波動平衡。風電能夠在豐富時期，利用 市場價格優(yōu)勢向境外鄰國輸送;低谷時期，由于價格劣勢，可從境外購買相對廉價 電力，這種電力的跨境交易，本質上仍是新能源與傳統能源的一體化調節(jié)，導致丹 麥的進口電量和出口電量規(guī)模均較大。我國幅員遼闊、資源分布不均，亦可借鑒電 力的跨區(qū)域調度和調節(jié)。