识别能源转型的当前问题与未来挑战——以德国为例（下）

自德国能源转型从21世纪初启动以来，德国一直在不断调整政策以应对能源转型进程中各种问题，比如，《2000年可再生能源法》颁布以来，德国已经先后四次修改。然而，这些措施只能解决德国能源转型1.0阶段和2.0阶段的问题，并不能解决高比例可再生能源电力与现有电力系统完全兼容问题。

从长远看，未来能源转型成功取决于技术与制度双重"创新"。一方面，从技术上构建一个能完全容纳高比例可再生电力的波动性与间歇性的电力系统。另一方面，必须解决边际成本决定出清价格的交易制度与边际成本为零的风电和太阳能发电投资不可持续的矛盾。这是德国能源转型的"问题与挑战"给我们提供的最为宝贵的经验和启示。

根据本文前面所述逻辑，识别德国可再生能源转型的真实挑战，需要分"三步走"：首先分析当前能源转型过程中面临的四大"问题"是否构成能源转型未来的"挑战"；其次识别挑战主要来自可再生能源中哪一种或几种能源；最后，以德国能源转型3.0阶段，甚至4.0阶段为前提条件，基于可再生能源特性分析德国能源转型未来的真实挑战是什么。

四大问题是否构成"真实挑战"？

我们逐一分析当前德国能源转型面临的四大问题是否构成未来的"真实挑战。

首先，能源转型所导致的财富不公平转移和能源贫困问题不是德国能源转型的"真实挑战"。事实上，从德国2014年8月新修订生效的《可再生能源法》已经可以看到解决这一问题的思路和曙光。该法大幅缩小了享有可再生能源附加费分摊"豁免权"的范围，未来随着这一豁免范围的进一步缩小，直至最终取消，所谓不公平分担转型成本问题就不存在了。至于能源贫困问题可以通过一定的社会政策加以解决，并不是能源转型进程中不可解决的问题。

其次，德国能源转型过程中出现的褐煤发电和碳排放不降反增问题，看上去似乎是一个"长期问题"而可能成为"真实的挑战"。但这一问题并不仅仅是可再生能源发展规模提升的必然结果。除了可再生能源并网发电规模增加之外，煤炭价格下降、核电关闭，乃至冬季气温变化等都不同程度对这一问题的出现有过"贡献"。因此，能源转型进程中褐煤发电与碳排放增加尽管与"真实的挑战"有关系，但仍属于可以解决的阶段性问题，因而也不构成德国能源转型的挑战。

第三，能源转型成本高也不是德国能源转型的"真正挑战"。尽管可再生能源附加费一再攀升导致德国能源转型成本高企成为各界关注、政府头疼的问题，但这并不会成为最终妨碍德国能源转型的主要障碍，构成能源转型的未来挑战。德国能源转型研究智库机构AgoraEnergiewende的研究发现，德国可再生能源附加费（即EEG附加费）在2023年将达到阶段峰值后下降。该机构基于德国可再生能源法确立的目标和补贴豁免，以及目前的批发电价和可再生能源技术进步带来的成本下降而开发的模型预测，2017-2023年，受成本高的海上风电建设的影响，EEG附加费将在目前6.2欧分基础上上升1～2欧分。2023-2035年期间，EEG附加费将进入稳步下降时期，经过通胀调整的EEG附加费最低将下降到2.4欧分，低于目前的水平。

第四，目前看，可再生能源并网增加与电力批发价格下降之间的负反馈，以及这种负反馈对能源转型的负面影响，是一个比较棘手的问题。德国到目前为止似乎也没有找到好的应对措施。这个问题，由于与可再生能源的基本特点密切相关，因而很有可能是德国未来能源转型"真实挑战"重要组成部分。

能源转型的挑战主要来自风能和太阳能

综合考虑各类可再生能源资源特点、技术成熟度、未来技术进步潜力等，风能和太阳能发电是未来最有潜力可再生能源技术。

2015年，德国可再生能源发电总量为187TW·h，其中风力发电量为79TWh，占42.2%，生物质发电量为45TWh，占24%，光伏发电量为39TWh，占20.8%。其余依次是水电、垃圾发电和地热发电。从风电和太阳能光伏发电成本变化趋势看，德国风电发电成本自1990年以来已经降低了50%以上，太阳能光伏系统成本下降了80%以上，且有继续下降的趋势。目前，德国陆上风电的平准化发电成本（LCOE)已经低于硬煤发电，略高于褐煤发电；光伏发电成本比联合循环发电成本略高。

更重要的是，其他可再生能源发电技术，很难在能源转型3.0阶段以后担当大任，因而不会成为德国未来能源转型挑战的主要来源。水力发电尽管技术成熟，发电成本低，但由于其水力资源可供开发的地理位置有限，加上水电开发时间已经近90年，进一步开发潜力有限。生物质能发电在德国起步较早，而且增长较快，发电量居德国可再生能源发电的第二位。2000-2014年，德国生物质发电量增长了近14倍，年均增长率21.2%，仅次于光伏发电增长率。

然而，由于德国森林用地面积有限，加上木材和能源作物的使用与粮食种植、工业原材料使用及生态保护等方面的土地利用存在直接竞争，其增长潜力也很有限。同样，垃圾发电规模也要受制于垃圾原料的供应。地热发电则因技术原因远未进入大规模商业化推广阶段。因此，德国能源转型的未来挑战将主要来自太阳能和风能。

德国能源转型未来的两大挑战

德国能源转型中的问题，有的是随着可再生能源并网发电规模的提升而出现的，并且可以在发展过程中加以解决；有的则是随着可再生能源规模提升而变得更加严重。因此，真正构成能源转型挑战的问题要放到能德国源转型的3.0或4.0阶段，而不是1.0阶段，即当总发电量中可再生能源发电量达到65%或80%以上的情况下来讨论。

基于上述思路，笔者认为，德国能源转型的真正挑战来自风电和太阳能发电的两个本质属性所导致的问题。一是太阳能发电的间歇性对电网稳定性的冲击。二是风电与太阳能发电边际成本接近于零的特点导致其在现有电力市场难以收回投资。

因此，德国能源转型能否成功，取决于能否解决这两个问题，并成功应对如下两个挑战：

一、 能否建立兼容高比例光伏发电的电力系统？

作为一种新能源，太阳能具有清洁、用之不尽、分布广泛等优点。然而，从电网稳定运行角度看，太阳能光伏发电也有着与生俱来的弱点，包括：白天日升、晚上日落导致的发电间歇性；不确定的天气和云彩影响光线导致发电的随机性和波动性。

光伏发电的早期阶段，很多国家的电网公司常常以这些缺点会影响电网稳定性，不利于电网安全为理由，拒绝光伏电力入网。但实际上，任何电网都容纳一定范围的抗供电或负荷波动。因此，当光伏电力并网规模不大时，不会对电网带来实质性的不利影响。欧洲国家的可再生能源入网经验也表明，风电或光伏发电满足大型电网15%左右的电力需求，不会对电网产生严重的技术或实际问题。 

然而，光伏发电的间歇性与波动性的不利影响随着光伏装机规模增长而递增。随着光伏装机数量不大扩大，白天光伏发电数量越多，白天电力过剩的概率越大。相应的，当晚上光伏设施停止发电时，电力供应的缺口就越大。因而需要更多灵活响应的常规电源（如燃气和燃煤发电机组）作为备用在晚上提供电力。而且，随着光伏装机规模的增长，因天气变化而导致的光伏发电波动性也随之加大。2014年，德国光伏发电年发电量34.9TW·h，但一年中光伏发电出力波动相当大。

以2014年1月20-26日（冬季）这一周为例，德国光伏最大瞬时出力仅为410万千瓦，占光伏总装机容量的11%。而到了2014年6月9日这一天，因光照条件非常好，光伏当日最大出力在中午13时达到2300万千瓦，首次超过当日系统负荷的50%，占光伏总装机容量的60%。并且6月9日当天光伏装机出力变化也相当大：从早上6时的17万千瓦快速攀升至中午13时的2300万千瓦。   

由此，德国能源转型产生了一个发展中的"悖论"：以减少化石燃料消费和改善大气为目标的光伏发电的成功推进，其代价是燃煤或燃气发电机组作为备用容量的跟进，以及这些机组发电小时数减少和频繁启停导致的成本上升。如果这一问题不解决，德国能源转型可能会陷于"此消彼长"的状况：一方面，可再生能源发展带来的能源清洁化和成本下降；另一方面，备用常规能源的"污染"增加和成本上升。

德国能源转型成功的重要经验之一，是其通过提高电力系统各环节灵活性，较好地解决了现阶段光伏发电设施出力的间歇性和波动性对电网的影响。然而，虽然这些措施在德国能源转型1.0阶段，甚至20阶段能够有效应对上述问题的方法，但恐怕不足以应对3.0阶段和4.0阶段的光伏发电"量级"下出力间歇性与波动性问题。

首先，随着德国能源转型从1.0阶段向2.0、3.0和4.0阶段过渡，"充分挖掘现有化石燃料电厂灵活度，包括降低最小电厂功率，提高最大负荷梯度增加，缩短开机时间"这一方法的"用武之地"将越来越小，因为转型的目标之一就是要用可再生能源发电替代常规能源发电。

其次，"通过技术与经济手段削峰填谷，转移需求侧负荷"的方法潜力也是有限的。通过改变用电大户比如电解铝厂的用电行为，大约20%的负荷是可以转移的。但是现代人有自己的作息规律，而且很难改变，大规模负荷很难转移。不可能要求人们晚上不做饭或看电视，或者等待太阳落山后三个小时再打开电灯。

第三，通过热电联产和采用可再生能源供热等方式受既定时空范围内电源条件和负荷匹配情况限制，也难有很大的挖掘潜力。

最后，利用邻国电网消纳德国光伏发电的波动性，以维持电网平衡。目前来看，这一方式似乎是德国在应对短期光伏出力大幅波动的最主要方式。这里，以2014年6月9日德国光伏发电出力超过系统50%那一天情况为例加以说明。

从图3可以看出，6月9日中午光伏出力非常大，至中午13时光伏出力达到最高值，约2300万千瓦，此时光伏出力占电网系统出力超过50%。从上午8点到下午18点，其他电源，包括常规电源（火电、核电、水电）、风电、生物质发电的出力，并没有发生很大波动。

但需要注意的是，德国电力9日全天处于尽出口状态，且变化与光伏出力高度吻合。也就是说，当德国日照条件好，光伏出力暴涨的时候，出口是消纳德国过剩光伏出力的主要途径。

根据德国弗劳恩霍夫太阳能研究所提供的欧洲能源交易所（EEX）的数据，6月9日13时德国向周边国家出口电力情况是：向荷兰出口244万千瓦，向丹麦出口170万千瓦，向法国出口300万千瓦，向捷克出口110万千瓦，向瑞士出口54万千瓦，向奥地利出口531万千瓦，合计出口1409万千瓦，占当时德国光伏出力（2300万千瓦）的61%。即德国利用邻国电网消纳了61%的过剩电力。

如果在光伏发电占电力消费比重仅为6%（2014年数据）时，邻国电网已经成为德国应对光伏出力波动性的主要手段，那么随着德国光伏发电规模进一步提升，以及邻国，乃至欧盟其他国家光伏发电装机的进一步扩张，这些国家将同时因光伏出力的暴涨暴跌而同时陷于过剩或短缺。也就是说，光伏出力的间歇性和波动性最终会成为所有国家的问题。

风电与光伏发电一样也是出力波动性较大的电源，为什么风电不会成为德国能源转型的未来挑战呢？这是因为，风电的波动性与光伏不完全相同。一是风能和太阳能不同，晚上一定没有阳光，但可能会有风；二是目前的技术已经可以在一定时间内提前预测风力，从而为平滑风电出力提供有利条件。欧洲各国风电发电经验表明，通过在相当大的区域匹配位置多样化的足够风机时，可以实现从电网的层面的风电平滑出力。

美国GE公司2014年推出的智慧风场，即通过安装在风机上的传感器可以预测未来30分钟的风况，加上利用当前技术的储能平滑系统就可以为电网提供可预期的稳定功率输出，电网运营商可以借此提前判断是否需要提前补充电力。并且，根据GE公司的PowerUp技术能够根据风机机组的实际情况，优化运营参数，提升发电量5%，相当于为风场增加20%的利润。

二、 能否建立兼容边际成本为零的风电和光伏发电的电力市场交易制度？

尽管目前全球可再生能源发展"运动"如火如荼，但如果从成本回收和经济可持续性角度冷静分析，就会发现，在现有的电力交易制度下，离开了政府的补贴政策，风电和光伏发电根本无法收回投资成本。这是因为，目前包括德国在内的主要国家电力市场是围绕化石燃料发电建立的，与风电和光伏发电不相容。

欧洲和德国电力市场竞价上网的基本规则是：按照不同发电类型的边际成本进行优先顺序排序，竞价时按照边际成本由低到高排序。当电力市场中没有可再生能源时，按照边际成本从低到高，首先竞价成功的是核电、其次是煤电、气电。电力市场供给与需求出清价格或批发价格，由既定市场需求水平上的最后一家发电厂的边际成本决定（图4-a）。

与化石燃料发电厂相比，风电和太阳能发电的特点是高投资成本、低运营成本和零燃料成本，其发电边际成本接近于零。当可再生能源进入电力市场，由于可再生能源发电边际成本最低（接近于零），加上法律规定电网优先全额收购，因此首先是可再生能源电力进入市场，然后才是核电、煤电通过竞价进入市场满足电力需求。在这种情况下，边际成本更高的天然气发电，甚至部分煤电就被排除在市场之外。电力市场供应曲线（边际成本线）右移、结算价格下移，导致结算价格下跌（图4-b）。

在这样的市场交易制度下，风电与太阳能发电和电力交易制度的不兼容性主要表现在：一方面，大量的风电和太阳能发电进入市场，大幅拉低了市场交易电价（批发价格）。2008～2014年，德国电力批发因风电和光伏发电大量并网，每兆瓦时电力批发价格下降了55.6%。电力批发价格的持续下跌打击投资者对传统电源的投资积极性，最终将导致系统备用容量和辅助服务电源不足，电力系统运行风险增加。

另一方面，风能和太阳能光伏电力出力不能由发电厂运营者控制（弃风是唯一的例外）。由于边际运营成本接近于零，因此无论交易电价高或低，风能和太阳能光伏总是在有风和阳光时发电。这就形成了发电量增加和电价下降的不断强化的负反馈：风能和光伏设施发电量越大，电力批发价格下降越快，从而电力系统稳定运行风险压力越大。在风力较大和阳光普照时，风能和光伏占比较高，市场电价就可能降到最低水平，如1～2欧分/千瓦时。理论上，风电和光伏电力价格可以下降到零。也就是说，风能和太阳能在以边际成本为基础的现货市场上破坏了自己的市场定价。因此，如果没有政府补贴政策，风能和太阳能光伏无法从以边际成本为基础的市场收回足够资金，弥补其在市场上进行初期投资的平均成本。因为当有风或阳光时，交易电价总会低于市场平均价格。

随着越来越多的风能和太阳能光伏发电厂被建造并同时发电，情况会更加严重。德国政府已经意识到这一问题，目前正在探索建立容量市场以保证系统安全稳定运行的可能性，但目前尚未采用。因为过大的容量市场会加大市场扭曲程度，进一步抬高能源转型的成本。