4月15日，在俄乌冲突危机仍未解除的情况下，德国如期关停核电。截至目前，德国供电安全并未受到明显影响，主要得益于裕度较高的常规电源、灵活的调节能力、坚强高效的跨国电网、相对完善的电力市场、高水平的可再生能源预测技术和监控手段。德国电力系统初步完成了“高比例可再生能源渗透+电网运行灵活稳定+电力市场化定价”的目标，但高成本高电价也给德国带来了一定的负担。为此，以德国为例开展研究分析，提出了中国能源转型过程中保障电力安全可靠供应、促进可再生能源高比例消纳的相关建议。
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德国高比例可再生能源的保供和消纳举措
从需求来看，自2018年起，德国最大用电负荷和用电量呈缓慢下降趋势，2022年最大用电负荷为7 868万kW左右，全社会用电量为4 842亿kW·h。从供应来看，截至2022年底，德国电源总装机达2.4亿kW，其中可再生能源装机达到1.6亿kW（风电6618万kW、光伏6744万kW），占比达到65%，如图1所示。总发电量达到5 068亿kW·h，其中可再生能源发电为2339亿kW·h，占比46%，风光发电占比达到34%。
图1 2022年德国各类电源装机及占比
作为典型的可再生能源高占比国家与全球能源转型先行者，德国在保供应、促消纳方面取得了重要的实践经验，如图2所示。
图2 德国高比例可再生能源保供应、促消纳举措
1.1 常规电源装机的保障作用
德国常规电源装机冗余高，且灵活调节能力强。煤电等常规电源装机为1.0亿kW，是近年来最大用电负荷的（约8300万kW）1.2倍，具有强大的兜底保障能力。
德国每日负荷高峰时段一般出现在中午，光伏发电最大出力也出现在中午，因此光伏发电可按一定置信容量代替常规可控电源。风电、光伏发电引起的功率波动，可以依靠常规电源进行调节。德国水电基本为径流式水电站，不具备调节能力。生物质发电受制于锅炉稳燃等影响，基本不参与电力平衡。核电也基本不参与电力平衡。
2022年核电装机占比已降至1.7%，完全弃核对德国电力系统运行影响有限。德国燃气、抽蓄、水电、燃油、储能等灵活调节电源的装机容量达0.58亿kW，占电源总装机比重达到24%。此外，叠加煤电机组出力可调空间，电源侧灵活调节能力接近最大负荷，能够有效应对高比例风光新能源的出力波动。
2020年德国联邦议院通过《德国燃煤电厂淘汰法案》，制定了具体的燃煤电厂退出方案，梳理了关停的机组和时间线，并提供高达400亿欧元的补偿金以应对能源转型冲击。从2021年1月1日起，德国开始进行煤炭淘汰计划招标，对计划关停的燃煤电厂按照招标金额进行补偿，加权平均补贴为66259欧元/MW，该部分费用即煤炭淘汰补偿金，包含了待机和退役经济损失费用。俄乌冲突后，德国已重新启用或推迟退役煤电装机容量达到10 GW。为避免核电关停后可能出现的电力短缺，德国政府宣布让更多燃煤电厂待机近2年，并出台《替代电厂可用性法案》，确保原定关闭的燃煤电厂保持运转状态，退役燃煤机组可在特定时间重新参与电力市场。
1.2 跨国电力互济
德国依托欧洲跨国电网和统一电力市场，电力余缺互济能力强。德国在欧洲互联电网中处于核心枢纽地位，通过65条交直流线路与周边国家互联（另有1条德国—英国海底电力电缆在建）。德国跨国互联输电线路容量达3000万kW左右，约占最大用电负荷的40%，为跨国电力互济提供了充足的网络基础。本地发电能力不足时，邻国输入电力，支撑电力供应；本地新能源大发、电力供应充足时，向邻国输送电力，减轻调峰压力。德国2003年后均向周边国家净出口电量，如图3所示。
图3 1992-2022年德国净出口电量变化情况
1.3 相对完善的电力市场体系
相对完善的电力市场体系使得价格调节供需作用较为突出。德国有期货、现货等各类电力市场，交易产品涵盖中长期、日前、日内、实时等多个时间尺度；上网电价由市场供求关系决定，新能源与常规电源同台竞价；售电市场充分竞争，电力消费者可自由选择电力供电商。创新的市场机制鼓励多主体进行参与，如生物质发电、水电、屋顶光伏可通过虚拟电厂运营商提供调频服务，需求侧可调容量占最大负荷的比重超过13%，可控负荷占最大负荷的比重为1.6%。
1.4 “自下而上”的“自平衡”运行模式
平衡组机制强化了市场主体的平衡责任，极大降低系统平衡压力。在调度管理上，长期以来德国实行“自下而上”的“自平衡”运行模式，全国有430多个平衡组，平衡组须满足每15 min内的电力供需平衡，当内部无法平衡时，必须承担系统的平衡费用。平衡组机制不仅有效激励了新能源预测技术水平的提升，减少因新能源出力波动造成的系统平衡误差；而且可激励平衡组充分挖掘灵活性潜力，实现组内资源最佳调度，提升系统灵活性水平。
1.5 针对可再生能源的监视、控制手段
德国可再生能源出力预测技术水平高，监视和控制手段强。德国很早就采用了多种基于天气因素的预测模型。积雪、冷锋、飓风、云层空气对流、弃风弃光、可再生能源站运行状态及网络检修计划等影响因素也被计入预测模型。德国通过可再生能源法，不断强化对可再生能源的监视和控制手段，要求100 kW以上的可再生能源发电设备须具备遥测和遥调技术条件。
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德国核电关停前后保供应和促消纳实例
2023年4月，德国最大负荷水平约为6800万kW，核电关停前，以基荷方式提供连续稳定电力，出力水平在270万kW左右，仅占最大负荷的4%。非极端场景下，核电关停对德国电力供应安全的影响十分有限。
2.1 促进可再生能源消纳的主要手段
压减非再生能源出力、大幅增加电力出口是促进可再生能源消纳的主要手段。新能源按照零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。
以4月10日14:00为例，德国负荷水平仅为4464万kW，可再生能源出力达到5365万kW，核电出力为266万kW，非可再生能源出力压降至908万kW，德国日前市场出清电价为–7.77欧元/(MW·h) （约–0.06元/(kW·h)），刺激电力出口达到1874万kW。
2.2 可再生能源出力不足时的保供手段
电力进口在可再生能源出力不足时的保供作用突出。4月17日核电关停前后，德国各类电源出力及进口电力变化如图4所示。2023年4月17日06:00，德国电力负荷处于当日较低水平（约为5307万kW），但可再生能源出力仅为1238万kW（当日最大出力接近4000万kW），非可再生能源出力约为2508万kW，德国日前市场出清电价为140.82欧元/(MW·h) （约1.07元/(kW·h) ），电力进口达到1001万kW，电力进口占负荷需求的比例接近20%。
图4 德国核电关停前后各类电源出力及进口电力变化情况
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德国弃核减煤电力成本变化情况
从历史趋势看，随着德国可再生能源快速发展、弃核减煤持续推进，电力系统运行成本攀升，终端电价大幅上涨，对居民生活和工业生产造成较大经济负担。
3.1 终端电价呈持续上升态势
德国终端电价总体呈持续上升态势。2010—2022年，德国可再生能源发电量占比由17%提升至46%，煤电占比由42%降至33%，核电占比由22%降至6%。德国居民电价、工业电价分别上涨38%、89%，2022年分别达到2.5元/(kW·h) 、1.5元/(kW·h)，如图5所示，属于G20国家中电价最昂贵的国家。
图5 2010-2022年德国居民电价和工业电价变化情况
3.2 终端电价驱动因素
俄乌冲突前，德国居民电价上涨主要由可再生能源附加费和电网费用驱动。德国电价由电源成本、电网费用和税费组成，其中税费包括了增值税、特许经营费、可再生能源附加费、电力税和其他税费等。以2021年家庭和小型企业的平均电价为例，电网费用约占24%，税费中占比最高的为可再生能源附加费，约占税费的40%，总电价的20%左右。
德国实行输配分离，输配电网由4家输电网公司（TSO）和800多家配电网运营商（DSO）经营，输电费用须经过德国联邦网络监管局授权批准，供求不平衡时向调峰电力市场购买的调峰电力部分费用也计入电网使用费中，另一部分向导致电网不平衡的电力供应商收取。配电费用存在较大差异。电网费用定价机制是高压等级向低压等级分层累加的方式。德国的输配电网中竞争单元多，各环节利润预期总和高，随着时间推演，电网费用逐渐提高。
税费则是通过各级政府主管部门进行核准后纳入电价体系。可再生能源附加费主要用于向可再生能源电站运营商支付补贴及其他支出，每年都会根据项目实际补贴情况进行调整，2014年、2020年均上调了税费。
图6为2010—2022年德国年用电量为3500 kW·h的居民家庭电价成本结构。2010—2021年，德国平均用电价格上涨36%，其中供应成本下降约3%，可再生能源附加费、电网费用分别上涨217%、33%，可再生能源附加费、电网费用的增加对电价上涨的贡献度分别为53%、23%。
图6 2010-2022年德国年用量为3500 kW·h的居民电价成本结构
俄乌冲突后，德国停征了可再生能源附加费，但化石能源发电成本飙升推动电价快速上涨，核电退役将加大风险情景下电价上涨压力。2022年，俄乌冲突引发欧洲能源供应危机，大幅推高化石能源发电成本，德国日前电力批发市场的电价震荡上升，屡创新高，终端的居民电价、工业电价较2021年分别上涨3%、23%。2023年初以来，受暖冬气候、经济疲弱、天然气库存较高等因素影响，欧洲能源供需形势明显缓和，煤油气价格大幅下降。4月15日核电完全关停后，德国日前市场价格并未出现明显波动，如图7所示。截至6月底，德国日前电价平均约为107欧元/(MW·h)，较去年同期下降45.7%。作为重要的基荷电源，核电关停后德国应对未来能源供应紧张风险的能力将进一步弱化，终端电价仍面临上涨压力。
图7 2022年以来德国日前市场价格走势
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中德电力系统对比及建议
德国保障支撑能力强，德国常规电源装机加上跨国联络线输送能力远超最大负荷，保供能力强。中国火电因供热供汽、煤质差、设备检修等原因，水电因水头低等原因均可能存在出力受阻，若叠加新能源“极热无风、极寒无光”等极端情况，电力平衡将产生缺口，影响电力可靠供应。
德国拥有充足的源、荷调节资源，系统调节能力强，灵活调节电源占总装机的比重达 24%，需求侧可调容量占最大负荷的比重超过 13%，可控负荷占比 1.6%。“十三五”期间，中国新能源装机占比从11.3%提升至24.3%，而抽水蓄能、调峰气电等传统调节电源占比始终维持在6%左右。需求侧可调和可控资源占最大负荷比重较低，系统调节能力有限。
德国网架结构合理，潮流分布均匀，电网阻塞少，为德国分散式市场模式的顺利运转奠定了基础。中国山西、冀北、黑龙江、青海等省份面临网源发展不协调问题，局部地区仍存在网内通道受阻情况，制约了清洁能源送出消纳。
德国背靠欧洲大电网，通过65条交直流线路与欧洲12国互联，在电源结构上与周边国家形成互补，可依靠跨国互济支援应对新能源出力随机波动。中国跨省联络线输电能力尚有不足，送受端区域内相邻省份发用电同时性强，迎峰度冬、度夏等关键期跨省区互济共备、余缺互补仍有较大提升空间。
中德对于主力电源和集中式新能源的监视和控制技术大致相同，主要差别在分布式电源。德国实现了对分布式光伏的可观可控，并建立了较为完善的分级调控模式，而中国分布式光伏可观可控正处于逐步试点阶段，分级调控模式待进一步探索。
德国允许可控负荷参与平衡市场，可控负荷可直接参与系统实时平衡调节，大幅增加了电网调节资源。采用现货市场价格信号引导机组和负荷主动参与电网调节，有效促进新能源消纳。中国主要采用需求响应、有序用电等方式开展需求侧管理，尚未实现由调度机构对可控负荷直接控制，需求侧资源较少参与实时调度。采用调峰辅助服务市场的方式满足电网调节需求，部分现货试点地区通过现货市场满足电网调节需求。
综上所述，德国拥有坚实的源、网、荷基础，为电力系统快速转型提供了坚强的物质基础。近年来，中国新能源发展成效显著，新能源消纳利用率也处于较高水平。但是，随着新型电力系统加速构建，新能源发电占比进一步提高，保供应、促消纳、稳电价的压力也将更加凸显。参考德国经验，提出以下建议。
1）发挥常规电源、互联电网和灵活系统调节能力托底保障作用。充分发挥常规电源保供压舱石作用；进一步加强跨省跨区互联电网建设；加快抽蓄、新型储能、需求侧资源开发和火电灵活性改造，切实提升系统灵活性；利用退役煤电机组建立战略备用机组机制，发挥极端情况下的战略备用作用。
2）加快完善与高比例新能源并网相适应的监测和控制手段。引入气象预报模型预测发电能力和电力电量平衡，建立常态化监测机制；扩大对分布式光伏、新型储能的调度控制范围，加快完善与高比例新能源并网相适应的分级调度体系和管理模式。
3）建立适应新型电力系统的煤电容量补偿机制和电价形成与疏导机制。由于新能源大规模并网，煤电设备利用率、发电效率进一步降低，导致火电发电成本呈上升趋势。单纯的电量电价机制无法体现低开机率下的煤电保障性功能，亟需建立调峰补偿等辅助服务市场以及容量电价机制。近年来，中国风电、光伏发电成本下降明显，大部分省份新建项目已实现平价上网，但平价上网不等于平价利用。电力系统在电源结构、电网形态等方面将发生重大变化，必然涉及支撑新能源建设、输送、消纳等一系列新增成本，新增成本需要在各类市场主体间科学、公平负担，同时应充分考虑终端用户的承受能力，逐步建立适应新型电力系统的电价形成和疏导机制。
