弃风弃光率仅1% 看德国如何做到新能源高消纳

【中玻网】德国的弃风弃光率仅1%左右，在高装机容量的前提下，可以达到如此高的消纳率，首先与德国完善的基础设施分不开，新能源的发展必是与电网建设相匹配，此外市场机制在德国新能源的消纳上也发挥了不可替代的作用。
　　
　　众所周知，在欧洲能源交易单位中的“优先排序原则”下，可更新能源可以凭借其较低的边际成本更加容易地被交易出去。此外调频市场机制与可更新能源直接上市交易机制也非常大地促进了新能源的消纳。
　　
　　准确预测
　　
　　可更新能源特别是风电，光伏等发电受气候与天气影响非常大，在一天内可能波动幅度巨大，其不稳定性与不可靠性是造成其无法大规模消纳的重要因素。如果能提前相对准确预测出可更新能源特别是风电光伏的当日发电功率曲线与用电负荷曲线，那么就可以根据预测曲线提前安排火电等传统化石能源发电厂的发电计划，以达到非常大幅度消纳新能源的目的。
　　
　　目前国内可更新能源发电特别是对风力发电的预测尚处于起步阶段，对风力发电的错误估计，往往导致大规模弃风。反观德国，截至2014年年底，风电装机容量38115兆瓦，而弃风率却不到1%，如此高的消纳利用率，得益于各个输网公司对其控制区域内风电相对准确的预测。
　　
　　右图为德国四大输网公司之一AmprionGmbH，对其所负责区域1月17日子夜至凌晨3时风力发电功率的预测值与实测值对比。从图中可以看出，这一时段的偏差一直在15%左右波动，基于这种精度的预测，再依托调频市场，就可以达到对风能几乎完全的消纳。
　　
　　在德国四个大输电区域中，由相应的输网公司负责维持电网稳定。厂网分离之后输电公司必须向调频市场购买平衡电力，以平衡计划与实际之差。目前一次，二次，三次调频能量可以按需拍卖，其中除一次调频由于无法计量而按功率收取费用外，其余两种调频皆按功率与电量进行二元计费。由输网公司向相应的调节商支付。同时由于德国存在四大输电网区，各个输电区域之间也会在进行一些平衡。
　　
　　同时，每个大输电区又由许多平衡基团组成，每个区域100个到200个不等。平衡基团是德国电网调节中虚拟的基本单元，在此单元中，所有的终端用户消耗电量、产电商发电量以及输入输出电量必须达到平衡。单元内发电量，耗电量，流入流出电量都由平衡基团责任方负责预测与经营，并且受到区域输电网公司的管理。平衡基团可大可小，在德国任何一个参与电力交易的能源公司，必须拥有至少一个平衡基团，所以平衡基团责任方可以是单纯一家发电厂，也可以是负责给一片小区供电的能源公司。平衡基团责任方必须每天预测自身区域内流入与流出的电量，并制成计划上交给输网公司，而输网公司会根据这些表格在内部平衡之后做出全区域的计划。
　　
　　每当实际流入流出平衡基团的电量与计划表发生偏差，平衡基团责任方就必须向其所在输电区域的输电公司购买平衡电力，而价格由输电公司在二次调频与三次调频中的投入计算得出。在德国无论是正向平衡电力，还是逆向平衡电力的费用是一样的，都按照平衡电力的电量价格的加权平均值计算得出。而这个值，往往远大于在欧洲电力交易市场中的交易电价。
　　
　　由此可见，一个平衡基团责任方的预测准确与否，会直接影响到其在电力交易中的盈利。同时输网公司的盈利也一定程度上与之相关，当大输电区的整体偏差非常大时，会使输网公司在一次调频上的投入加大，对于这一部分支出，输网公司不能从与下面的平衡基团责任方的交易中得到补偿，这就驱使输网公司对其管理的平衡基团责任方加强管理。由此，准确预测负荷与发电量，尤其是不稳定的新能源的发电功率，成为输网公司与平衡基团责任方的利益诉求，大大提高了二者预测的积较性。提高了预测精度后便可以大大减少拥堵的可能性，增加新能源的消纳。
　　
　　上市交易
　　
　　从2000年起的EEG（可更新能源法）对可更新能源承诺了20年补贴上网电价不变，这在当初可更新能源发电，特别是光伏发电，成本较高的时候非常大地发生反应了市场投入资金建设的积较性，同时带动了整个新能源行业的发展，包括咨询、设计、安装、维护等，推动了光伏等组件的量产。高额并且20年稳定的补贴一方面是对社会资本的无风险收益承诺，但另一方面也使得可更新能源分摊费节节上升，造成终端电价的上升，并且每年的分摊费都将之后20年的长度叠加，形成巨大的补贴惯性。不得不承认，这是一种过于激进的补贴机制，但在十几年前光伏成本是煤电10倍，核电激进地被逐年关停的情况下，如果不使用这种激进的补贴机制很难发生反应可更新能源行业的兴起。这当然是后话，没有人能做这种假设。