德国近半数用电来自于光伏，受到了行业内外的广泛关注，但也有专家认为，没有综合考虑发电负荷、用电负荷、电力交换等因素，就不能全面理解德国含高比例光伏发电的电力系统运行特性。对此，本文进做了更进一步剖析。
上周一篇《6月9日德国光伏出力超过系统负荷50%背后的故事》一文，受到了行业内外的广泛关注，但也有专家认为，没有综合考虑发电负荷、用电负荷、电力交换等因素，就不能全面理解德国含高比例光伏发电的电力系统运行特性。为此，能源研究院有关专家对6月9日德国电力系统运行特点做了更进一步剖析，这对于我们更好地认识光伏、理解新能源发电或许有所帮助。
问题一：新能源装机和发电量快速增长，未来是否不再需要那么多的常规电源？
回答一：否。在能源资源枯竭预期、环境保护、应对气候变化等客观约束下，摆脱化石能源依赖成为人们对未来能源图景的最美好愿望，但实现远比愿望残酷。由于光伏和风电受天气条件影响，发电出力具有间歇性和不稳定性，用专业术语讲，就是容量可信度（capacity credit）很低。以德国为例，2014年第1-24周（2013年12月30日-2014年6月15日）德国各类型发电量构成如图1-1所示。可以看出，光伏电量在每一周里所占的比例差别非常大。尤其是在第四周（1月20-26日，如图1-2），光伏最大瞬时出力仅为410万千瓦，仅占光伏总装机容量的11%。该周内光伏发电量仅为8000万千瓦时，相当于每天光伏满负荷运行时间仅为18分钟。在光伏、风电均不给力的情况下，需要煤电、气电、核电等常规电源顶上。
图1-1 2014年1-24周德国发电量构成
图1-2 2014年第四周德国各类型发电出力情况回到6月9日，这一天，光照条件非常好，光伏发电从早上六点开始，从17万千瓦快速攀升至中午13时的2300万千瓦（注：如果算上自发自用部分，光伏发电出力应该在2600万千瓦左右），随后逐步下降至20时的8万千瓦。除了出力的变化之外，光伏给电力系统带来的最大挑战，正如德国柏林电网公司工程师廖宇先生所言，是夜幕降临后的晚上。当夜间光伏出力为零，或者连续阴雨天时，电力系统要维持安全稳定运行，满足用电负荷需求，必须依靠能够灵活响应的常规电源。因此，新能源越来越多地进入电力系统之后，主要是发挥电量替代作用，而要满足电力系统实时平衡要求，对常规电源的需求不仅不会大幅度减少，反而对其灵活性的要求越来越高。
问题二：新能源和分布式电源大多接入配电网，就地消纳，对输电网或者跨区域电网的需求会削弱吗？
回答二：否。首先需要说明的是，分布式电源是一个相对概念，配电网和输电网也不存在严格的区分。目前，德国风电和光伏发电装机总量约7000万千瓦，其中约90%接入110千伏及以下电压等级的配电网。这些新能源发电项目分布不均，在局部地区的特定时段（如日照条件非常好的中午），光伏发电出力有可能超过当地用电负荷，此时配电网向输电网反向送电，光伏电量通过输电网输送至其他地区甚至跨国消纳。德国6月9日光伏发电运行特点也正好说明了这一特点。6月9日德国发电、用电及进出口情况如图2-1所示。
图2-1 6月9日德国发电、用电及进出口情况 从图2-1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。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，变化较大的是出口电力，这一点值得关注。我们发现，9日全天德国均处于电力净出口状态，而从早上6时开始，出口电力逐渐增大，至中午13时净出口电力达到最大值，约1253万千瓦。随后净出口电力逐渐减少，至晚上18时降至302万千瓦。净出口电力的增加与减少，与光伏出力曲线高度吻合。换言之，光伏大发的同时，伴随着出口电力的增加，德国光伏消纳依托了欧洲大电网。
众所周知，德国电网处于欧洲大陆互联电网枢纽位置，也是欧洲输电运营商联盟（ENTSO-E）的重要成员之一。德国与欧洲其他国家通过30条跨国联络线实现互联。通过1条220kV以下线路、2条220kV线路、3条380kV线路与丹麦互联；通过2条220kV线路、4条380kV线路与法国互联；通过8条220kV线路与卢森堡互联；通过5条380kV联络线与荷兰互联；通过1条220kV以下线路、2条220kV线路、2条380kV线路与波兰互联；通过1条380kV线路与瑞典互联；通过20条220kV以下线路、11条220kV、3条380kV联络线与奥地利互联；通过2条220kV以下线路、通过5条220kV线路、7条380kV联络线与瑞士互联；通过4条380kV联络线与捷克互联。6月9日13时德国与周边国家电力进出口情况如图2-2所示。
图2-2 6月9日13时德国与周边国家电力进出口情况 可以看出，德国光伏出力最大时，大量向荷兰、丹麦、法国、捷克、奥地利、瑞士出口电力。这一点不难理解，德国与周边国家通过莱比锡电力市场进行交易。当德国中午光伏大发之时，电力系统供应充足，电力市场价格大幅下跌，周边国家可以按照非常便宜的价格从德国进口电力。以此，光伏电量是消纳了，争议和问题也就产生了。德国光伏是得到高额政策补贴的，大量电量出口德国也就意味着德国将昂贵的光伏电量廉价卖给了周边国家【注：2012年全年有56个小时的交易电价为负】，国内光伏补贴也就随之流出国外。但笔者认为，尽管光伏发电与出口电量存在明显的正相关性，但光伏上网之后就无法分辨出是光伏电还是煤电，所以，将出口电量视为光伏电量，似乎也有不妥。此为后话，这里暂且不论。
问题三：德国电力系统已经相对成熟完善，未来电力需求增长有限，将来电力系统主要是更新替代退役设备，电力投资需求不会有特别大的增加？
回答三：否。作为发达国家，德国未来电力系统仍然有非常大的投资需求。主要包括两个方面：一是电源投资需求仍然很大。正如前面分析的那样，由于光伏等新能源发电具有不确定性，为了保证新能源发电几乎为零的极端条件下，也能满足用电需求，必须要有充足的常规电源作为备用，也就是说未来装机裕度会越来越大。常规电源的投资需求仍然存在。二是电网投资需求仍然很大。新能源的大规模发展，不仅国内配电网要进行相应的改扩建，输电网也需要扩容建设。此外，跨国互联电网也是未来德国电网建设的重点领域之一，以便充分利用欧洲大系统资源，提高本国新能源开发比重。
图3-1 德国规划建设的三条南北走向高压输电通道示意图 根据有关研究，到2024年，德国需要新建2100公里直流线路和1500公里的交流线路，并对4900公里的现有交流线路进行优化加强，预计总投资约220亿欧元。德国规划建设的三条南北走向高压输电通道示意图。国际能源署（IEA）研究表明，未来能源、电力及电网投资不仅要发挥市场资源优化配置功能，更重要的是需要政府发挥引导作用，制定出吸引投资的政策机制框架。
上周一篇《6月9日德国光伏出力超过系统负荷50%背后的故事》一文，受到了行业内外的广泛关注，但也有专家认为，没有综合考虑发电负荷、用电负荷、电力交换等因素，就不能全面理解德国含高比例光伏发电的电力系统运行特性。为此，能源研究院有关专家对6月9日德国电力系统运行特点做了更进一步剖析，这对于我们更好地认识光伏、理解新能源发电或许有所帮助。
问题一：新能源装机和发电量快速增长，未来是否不再需要那么多的常规电源？
回答一：否。在能源资源枯竭预期、环境保护、应对气候变化等客观约束下，摆脱化石能源依赖成为人们对未来能源图景的最美好愿望，但实现远比愿望残酷。由于光伏和风电受天气条件影响，发电出力具有间歇性和不稳定性，用专业术语讲，就是容量可信度（capacity credit）很低。以德国为例，2014年第1-24周（2013年12月30日-2014年6月15日）德国各类型发电量构成如图1-1所示。可以看出，光伏电量在每一周里所占的比例差别非常大。尤其是在第四周（1月20-26日，如图1-2），光伏最大瞬时出力仅为410万千瓦，仅占光伏总装机容量的11%。该周内光伏发电量仅为8000万千瓦时，相当于每天光伏满负荷运行时间仅为18分钟。在光伏、风电均不给力的情况下，需要煤电、气电、核电等常规电源顶上。
图1-1 2014年1-24周德国发电量构成
图1-2 2014年第四周德国各类型发电出力情况回到6月9日，这一天，光照条件非常好，光伏发电从早上六点开始，从17万千瓦快速攀升至中午13时的2300万千瓦（注：如果算上自发自用部分，光伏发电出力应该在2600万千瓦左右），随后逐步下降至20时的8万千瓦。除了出力的变化之外，光伏给电力系统带来的最大挑战，正如德国柏林电网公司工程师廖宇先生所言，是夜幕降临后的晚上。当夜间光伏出力为零，或者连续阴雨天时，电力系统要维持安全稳定运行，满足用电负荷需求，必须依靠能够灵活响应的常规电源。因此，新能源越来越多地进入电力系统之后，主要是发挥电量替代作用，而要满足电力系统实时平衡要求，对常规电源的需求不仅不会大幅度减少，反而对其灵活性的要求越来越高。
问题二：新能源和分布式电源大多接入配电网，就地消纳，对输电网或者跨区域电网的需求会削弱吗？
回答二：否。首先需要说明的是，分布式电源是一个相对概念，配电网和输电网也不存在严格的区分。目前，德国风电和光伏发电装机总量约7000万千瓦，其中约90%接入110千伏及以下电压等级的配电网。这些新能源发电项目分布不均，在局部地区的特定时段（如日照条件非常好的中午），光伏发电出力有可能超过当地用电负荷，此时配电网向输电网反向送电，光伏电量通过输电网输送至其他地区甚至跨国消纳。德国6月9日光伏发电运行特点也正好说明了这一特点。6月9日德国发电、用电及进出口情况如图2-1所示。
图2-1 6月9日德国发电、用电及进出口情况 从图2-1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。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，变化较大的是出口电力，这一点值得关注。我们发现，9日全天德国均处于电力净出口状态，而从早上6时开始，出口电力逐渐增大，至中午13时净出口电力达到最大值，约1253万千瓦。随后净出口电力逐渐减少，至晚上18时降至302万千瓦。净出口电力的增加与减少，与光伏出力曲线高度吻合。换言之，光伏大发的同时，伴随着出口电力的增加，德国光伏消纳依托了欧洲大电网。
众所周知，德国电网处于欧洲大陆互联电网枢纽位置，也是欧洲输电运营商联盟（ENTSO-E）的重要成员之一。德国与欧洲其他国家通过30条跨国联络线实现互联。通过1条220kV以下线路、2条220kV线路、3条380kV线路与丹麦互联；通过2条220kV线路、4条380kV线路与法国互联；通过8条220kV线路与卢森堡互联；通过5条380kV联络线与荷兰互联；通过1条220kV以下线路、2条220kV线路、2条380kV线路与波兰互联；通过1条380kV线路与瑞典互联；通过20条220kV以下线路、11条220kV、3条380kV联络线与奥地利互联；通过2条220kV以下线路、通过5条220kV线路、7条380kV联络线与瑞士互联；通过4条380kV联络线与捷克互联。6月9日13时德国与周边国家电力进出口情况如图2-2所示。
图2-2 6月9日13时德国与周边国家电力进出口情况 可以看出，德国光伏出力最大时，大量向荷兰、丹麦、法国、捷克、奥地利、瑞士出口电力。这一点不难理解，德国与周边国家通过莱比锡电力市场进行交易。当德国中午光伏大发之时，电力系统供应充足，电力市场价格大幅下跌，周边国家可以按照非常便宜的价格从德国进口电力。以此，光伏电量是消纳了，争议和问题也就产生了。德国光伏是得到高额政策补贴的，大量电量出口德国也就意味着德国将昂贵的光伏电量廉价卖给了周边国家【注：2012年全年有56个小时的交易电价为负】，国内光伏补贴也就随之流出国外。但笔者认为，尽管光伏发电与出口电量存在明显的正相关性，但光伏上网之后就无法分辨出是光伏电还是煤电，所以，将出口电量视为光伏电量，似乎也有不妥。此为后话，这里暂且不论。
问题三：德国电力系统已经相对成熟完善，未来电力需求增长有限，将来电力系统主要是更新替代退役设备，电力投资需求不会有特别大的增加？
回答三：否。作为发达国家，德国未来电力系统仍然有非常大的投资需求。主要包括两个方面：一是电源投资需求仍然很大。正如前面分析的那样，由于光伏等新能源发电具有不确定性，为了保证新能源发电几乎为零的极端条件下，也能满足用电需求，必须要有充足的常规电源作为备用，也就是说未来装机裕度会越来越大。常规电源的投资需求仍然存在。二是电网投资需求仍然很大。新能源的大规模发展，不仅国内配电网要进行相应的改扩建，输电网也需要扩容建设。此外，跨国互联电网也是未来德国电网建设的重点领域之一，以便充分利用欧洲大系统资源，提高本国新能源开发比重。
图3-1 德国规划建设的三条南北走向高压输电通道示意图 根据有关研究，到2024年，德国需要新建2100公里直流线路和1500公里的交流线路，并对4900公里的现有交流线路进行优化加强，预计总投资约220亿欧元。德国规划建设的三条南北走向高压输电通道示意图。国际能源署（IEA）研究表明，未来能源、电力及电网投资不仅要发挥市场资源优化配置功能，更重要的是需要政府发挥引导作用，制定出吸引投资的政策机制框架。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201407/08/125825.html
