歐洲能源轉型中的負電價問題思考

　　隨著可再生能源占比持續(xù)擴大，歐洲尤其是德國經(jīng)常出現(xiàn)負電價現(xiàn)象。這一現(xiàn)象一方面源于電廠深度反調峰能力的局限，另一方面則是由補貼政策設計不當(即激勵與需求跟蹤不匹配)所引起。在2020年，新冠肺炎疫情導致經(jīng)濟放緩和能源需求減少，德國、法國和瑞士等國的負電價小時數(shù)達到了歷史高峰(詳見圖1)。在負電價時段，發(fā)電商不得不支付給消費者的費用，甚至高達正常電價的數(shù)倍。這不僅對歐洲電力市場的穩(wěn)定造成了負面影響，也嚴重打擊了消費者的信心。

　　歐洲各國迅速認識到了這一問題的重要性，并立即采取了行動。通過增強電廠的運行靈活性和調整補貼政策，有效地緩解了負電價問題。本文將從技術、市場和政策三個方面深入探討引發(fā)負電價的深層次原因，解析歐洲各國的應對策略，并展望未來這一現(xiàn)象的發(fā)展趨勢。文章的結尾部分將總結這些經(jīng)驗，并探討其對中國的啟示和可能的借鑒價值。

　　負電價出現(xiàn)的背后原因

　　負電價主要在風電和光伏發(fā)電高峰期出現(xiàn)。盡管發(fā)電總量已經(jīng)過剩，并引起了負電價現(xiàn)象，許多電廠仍然在持續(xù)發(fā)電，但背后的原因是多種多樣的。主要涉及三個關鍵因素：首先，電廠的應變能力有限，難以適應可再生能源的波動性，還與能源結構和電網(wǎng)結構相關。其次，為了保持電網(wǎng)穩(wěn)定，調頻備用電廠不能輕易中止運行，反映了電廠應變能力方面的短板。最后，可再生能源的補貼政策未能精準契合市場需求，這既涉及到需求層面，也與政策適應性相關。從某種程度上來說，都或多或少地與發(fā)電機組和政策機制的靈活性相關。負電價的表現(xiàn)因各國情況而異，但均與各國的能源結構和電網(wǎng)結構及其演變有密切的聯(lián)系。(歐洲各國電力結構見表1)

　　電廠靈活性對負電價的影響

　　德國聯(lián)邦網(wǎng)絡監(jiān)管局在2016年至2018年期間多次進行普查，總結了在負電價時段電廠仍繼續(xù)發(fā)電的幾大主要原因：熱電耦合、自備用、停開機的成本、調頻備用、調度資源有限、替代能源供熱成本過高、價格走勢預期、需要處理氣體的工業(yè)過程、最短運行時間、其他原因。

　　熱電耦合(地區(qū)供熱和蒸汽供應)被認為是第一大原因(占45-55%)。在幾乎所有時期，自備發(fā)電都是排在熱電耦合之后的第二大原因，而停開機的成本和調頻備用也是常見原因。(見圖2)

　　電廠的調度資源、調頻備用以及實際調頻電量都是決定電廠最小發(fā)電量的重要因素。在最大負電價時段，最小發(fā)電量(門檻發(fā)電量)占總發(fā)電量的20%至34%。另外，傳統(tǒng)電廠所提供的負調頻電量在所有最小發(fā)電量中占比最高。

　　電力結構和電網(wǎng)結構對負電價的影響

　　歐洲各國出現(xiàn)負電價的時間和特點各有不同?？稍偕茉催^剩和負荷不足都會引起負電價。研究結果表明，負荷每下降5%，負電價的小時數(shù)就會增加35%之多。2020年，新冠肺炎疫情導致需求下降，使歐洲各國的負電價小時數(shù)增加。

　　德國的負電價主要和火電廠的運行靈活性不足有關。德國北部風力資源豐富，風電經(jīng)常過剩。而南部的陽光充足，光伏發(fā)電占比較高。冬季既有風又有大太陽時，光伏發(fā)電會疊加到風電上去，引起負電價，特別是周末負荷低谷時段。2020年，負電價高達298小時，分散在51天內(nèi)。

　　對于瑞士來說，每年3~5月，雪融水增多導致水電發(fā)電量上升。水力發(fā)電廠因停啟費用過高仍然繼續(xù)發(fā)電，使發(fā)電供過于求，出現(xiàn)負電價現(xiàn)象。2020年，瑞士負電價累計達75小時，主要在15天內(nèi)。

　　法國的核電在全球占比領先。核電主要提供基荷，運行相對缺乏靈活性，不便于經(jīng)濟高效地關閉和重新啟動。

　　德國大規(guī)模可再生能源發(fā)電過剩時，還會通過國與國之間的聯(lián)絡線影響到周邊國家。波蘭電網(wǎng)首先受到了重大沖擊，隨后影響范圍擴大到了瑞士和法國。

　　盡管德國和丹麥地理位置相近，但丹麥的風電占比已近50%，遠超德國的20%，但負電價與德國幾乎處于同一水平。丹麥的火電也不多，說明可再生能源的消納和負荷控制都做得非常好。(詳細情況將在下文中介紹)

　　瑞士也與德國相鄰。瑞士擁有豐富的水力資源，發(fā)電機組具有出色的調節(jié)能力，跨境進口容量也相對受限，從而在很大程度上避免了負電價的出現(xiàn)。但在冰雪開凍季節(jié)，水電會過剩，瑞士仍然會遭遇負電價。

　　隨著可再生能源的增長和進口德國廉價電力，法國也出現(xiàn)了負電價。據(jù)統(tǒng)計，2015年法國并未出現(xiàn)負電價，但從2018年開始，法國清晨的前八小時開始頻繁出現(xiàn)負電價，這可能與法國風能的增長有關。與瑞士類似，法國水力發(fā)電在春季增多，負電價的出現(xiàn)尤為頻繁。2020年，新冠疫情導致電力需求驟降近17%，負電價小時數(shù)也因此激增，達到前年的五倍。

　　由于電網(wǎng)對外聯(lián)系相對較弱，愛爾蘭在風電過剩時段經(jīng)常面臨電力出口的瓶頸問題，進而導致負電價的頻繁出現(xiàn)。2020年的負電價累計高達374小時，使其成為當年歐洲負電價小時數(shù)最高的國家。

　　西班牙的電力結構相對理想。2022年，可再生能源和燃氣發(fā)電的比例分別是35%和30%，核電為22%，煤電可以忽略不計。燃氣發(fā)電給西班牙的電力系統(tǒng)提供了足夠的靈活性，所以至今為止沒有發(fā)生負電價現(xiàn)象。

　　總之，歐洲各國的負電價現(xiàn)象揭示了負電價的出現(xiàn)不僅與能源結構(電力的構成)有關，還會受電網(wǎng)的結構的影響，甚至非可再生能源也會成為引起負電價的原因。

　　調頻備用對負電價的影響

　　調頻電廠的熱備用機組由于要參與調頻，由于停啟時間過長，即使在負電價的時段也不能停止運行。在德國，為了補償發(fā)電小時數(shù)不斷減少帶來的利潤下降，很多煤電機組也參與調頻，在負電價時段成為累贅。

　　從圖2可以看出，負電價的高峰期，傳統(tǒng)電廠仍然在發(fā)電。不僅燃氣電廠(灰色曲線)來不及停下來，作為基礎負荷的核電廠(褐色曲線)也不能幸免。當電價恢復以后，硬煤(黑色曲線)和燃氣電廠的反應速度都十分有限，倒是被價格較貴的抽水蓄能電站(深藍色曲線)把錢賺走了。

　　德國適合建設抽水蓄能電站的地方非常有限，光靠抽水蓄能電站滿足不了調頻需求。

　　政策的靈活性對負電價的影響

　　在歐洲眾多國家中，德國對可再生能源的支持尤為顯著，其補貼力度遠遠超過其他國家。不過，當可再生能源過剩導致負電價時，這種政策卻成了一種束縛：為了保住市場補貼，可再生能源運營商不得不選擇繼續(xù)發(fā)電，哪怕這樣做既不經(jīng)濟，又可能對電網(wǎng)構成風險。

　　與此不同，法國的可再生能源補貼法規(guī)規(guī)定，在負電價出現(xiàn)時，該時段內(nèi)發(fā)電不會得到補償。相反，若可再生能源運營商停止發(fā)電，將獲得某種形式的獎勵。

　　瑞士獲得固定補貼的可再生能源裝置數(shù)量遠低于德國，基本上沒有因補貼引起負電價的情況。目前，政策法規(guī)不允許停發(fā)水電，不過對于這些水電站來說負電價也并非好事。

　　丹麥早在1980年代就開始大力發(fā)展風電，遠早于德國。受到1970年代石油危機的影響，丹麥立志減少對外部能源的依賴。其主要的補貼策略是固定電價補貼和價格差額補貼。此外，丹麥還采用了招標方式，為風電項目確定補貼標準。

　　丹麥對其補貼政策的調整較為頻繁，持續(xù)地與市場價格保持同步，并根據(jù)技術成本的變化進行調整。與此相比，德國在早期則提供了一個較長期的固定補貼。丹麥一直鼓勵社區(qū)參與新能源項目，因此，許多早期的風能項目都是由當?shù)厣鐓^(qū)主導的。為了讓當?shù)厣鐓^(qū)從風能項目中獲益，政府鼓勵居民購買風電的股份。盡管德國也有類似的鼓勵措施，但其實施規(guī)模遠小于丹麥。

　　盡管丹麥的風電占比超出德國一倍以上，但兩國負電價的小時數(shù)卻大體相當。這無疑證明了政策靈活性在負電價問題上起到了至關重要的作用。

　　負電價的應對策略

　　為了減少負電價的出現(xiàn)，發(fā)電必須以跟蹤用電的方式來達到供需平衡。在發(fā)電過剩的時候，傳統(tǒng)電廠需要通過提高運行的靈活性來減少發(fā)電量。用戶可以通過實施電轉熱、電轉氣、電轉液，以及負荷控制來增加用電量，降低負電價小時數(shù)。政府可以通過調整可再生能源的政策使其跟隨需求。另外，抽水蓄能和電池的雙向發(fā)用電特性和市場的平衡機制都可以促使供需平衡。

　　提高電廠靈活性在減少負電價中的重要作用

　　德國，在能源轉型之初，一直以煤電為主。因此，提高電廠靈活性在當時實質上是增強煤電的適應性。到目前為止，有條件的電廠都已經(jīng)進行了相應的靈活性升級和改造。其中，燃氣電廠通過鍋爐改造和大小機組組合的方式提高了運行的靈活性。一些工業(yè)企業(yè)甚至達到了多樣化的燃料選用，例如，燃油和燃氣的替代使用，或是燃氣與氫氣的混合使用。

　　與德國相比，核能在法國的電力結構中占據(jù)主導地位，提供了約65%的電力，法國在提高核電廠的靈活性方面經(jīng)驗更豐富一些。以下是法國針對核電廠的靈活性改造所采取的幾個工作要點：

　　其一，為適應可再生能源的波動性，核電廠改造后支持負荷跟蹤運行，可以根據(jù)需求實時調整發(fā)電量;其二，核電廠部分設備和控制系統(tǒng)已經(jīng)進行技術升級，以確保在變負荷運行時能保持穩(wěn)定和安全;其三，通過增強靈活性，核電廠減少了頻繁的啟動和關閉，延長了其使用壽命并降低了維護成本;其四，隨著可再生能源比例不斷增長，核電廠的靈活性改造為與風能、太陽能等可再生能源的更高效協(xié)同創(chuàng)造了條件;其五，除技術升級外，操作人員的培訓也是核心部分，以確保他們能有效應對各種運行場景。此外，管理和運行策略也進行了調整以適應新的變化。

　　然而，歐洲其他國家核電的靈活性尚不及煤電，而煤電又不及燃氣發(fā)電。但是，每種能源形式的靈活性都有其物理極限。例如，法國經(jīng)驗表明，核電廠在燃料使用初期可以將最低出力降到20%，但這一數(shù)字會隨著燃料使用的進展逐漸增加。

　　總得來說，法國在提高核電廠靈活性上的努力和經(jīng)驗為其他國家提供了有益參考。尤其是在核電廠的協(xié)同運營上，法國有時會讓部分核電廠退出運行，而讓其他電廠滿負荷發(fā)電，這一點尤其值得其他國家學習。

　　電轉熱對減少負電價的作用

　　德國在能源領域的創(chuàng)新及其對負荷的削峰填谷管理已經(jīng)取得了顯著的成果。盡管大型可再生能源發(fā)電有直銷電力市場的要求，并且虛擬電廠技術已經(jīng)廣泛應用，但熱電聯(lián)產(chǎn)和電轉熱的發(fā)展?jié)摿θ匀痪薮蟆?/p>

　　為了應對極低電價甚至負電價時的運營挑戰(zhàn)，德國的供熱運營商正在增設大容量的電轉熱模塊。在負電價出現(xiàn)時，他們可以暫時停止熱電聯(lián)產(chǎn)電廠運行，利用電轉熱技術，低成本地滿足供熱需求。這一策略可有效降低熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電的運營損失。

　　對于電轉熱，德國的典型商業(yè)模式是熱電聯(lián)產(chǎn)和電轉熱的協(xié)同運作，同時參與調頻市場和現(xiàn)貨市場。在過去，大型電轉熱設備的經(jīng)濟效益并不理想，因為所有電力消費都要繳納“可再生能源稅”。但自2022年起，這項附加稅已被取消，大大增強了大型電轉熱設備的投資吸引力。對于這類設備，其經(jīng)濟效益與其滿載運行時間緊密相關。通常，滿載運行時間在1000至1800小時之間是其盈利的關鍵，特別是在負電價頻繁出現(xiàn)的情境下。

　　目前，德國北部的輸電公司正在與當?shù)氐木C合能源網(wǎng)絡公司合作開發(fā)大型電轉熱項目。這些項目位于北部風電過剩的地區(qū)，預計將新增10吉瓦的電轉熱容量，相當于當?shù)仫L電裝機容量的約1/6。

　　電轉熱的效率不高，熱泵是更好的選擇。盡管熱泵單體規(guī)模一般較小，但德國已擁有累計超過10吉瓦熱泵的總容量。德國熱泵協(xié)會預測，到2050年，為實現(xiàn)供熱轉型，德國至少需要部署1700萬臺熱泵?，F(xiàn)在，一些熱泵已經(jīng)被集成進虛擬電廠系統(tǒng)，為現(xiàn)貨市場和調頻服務市場提供支持，尤其是在負電價時段。

　　與德國相比，丹麥擁有高度集中的供熱系統(tǒng)，多數(shù)供熱設施都已與電力系統(tǒng)實現(xiàn)了良好的集成。電轉熱技術正成為一種將多余電能轉化為熱能的有效手段。丹麥早在20世紀80~90年代就開始研究和推廣大型熱泵技術，隨著技術進步和成本降低，這一技術的應用范圍已大為擴展。

　　丹麥的負電價在2020年前主要發(fā)生在冬季風電過剩的時候。隨著電轉熱和熱泵技術的普及，風電對供熱的貢獻逐漸增大。從2020年開始，負電價由于光伏發(fā)電的增加只是在夏季才出現(xiàn)。這體現(xiàn)了電轉熱和熱泵技術在電力和供熱系統(tǒng)整合中所發(fā)揮的重要作用。

　　政策的靈活性對減少負電價的作用

　　在歐洲各國中，德國實施的電力補貼政策更為積極主動。以其對可再生能源的補貼政策為例，德國的補貼期限長達20年，相比之下，法國的此類補貼僅維持15年。在面臨負電價挑戰(zhàn)時，歐洲各國政府都展現(xiàn)出政策的靈活性，既保持了對可再生能源的長期扶持，同時也對市場補貼政策進行了動態(tài)調整。

　　德國的研究發(fā)現(xiàn)，負電價以持續(xù)6小時居多。因此，德國政府制定了相應的限制措施，例如，如果現(xiàn)貨市場價格出現(xiàn)長達6小時或更長時間的負電價，可再生能源的市場及管理補貼將會被取消。而法國對于負電價持續(xù)的時間上限規(guī)定則是20小時。(見圖3)

　　盡管如此，這并沒有完全遏制負電價的增長。因此，到2021年，德國這一限制措施進一步收緊至“4小時規(guī)則”。

　　到2023年初，為避免負電價超過規(guī)定時間，可再生能源運營商開始采取預防性減少發(fā)電量，以免失去市場和管理補貼。這一現(xiàn)象進一步證實，政策的靈活性對于減少負電價起到了明顯的作用(詳見圖4)。

　　值得注意的是，負電價不僅在電力供過于求的情況下出現(xiàn)，也可能在用電量減少時出現(xiàn)。2022年，受俄烏沖突的影響，天然氣價格飆升，導致德國的天然氣消費量急劇下降。德國大部分家庭因此開始調整取暖時間，以降低電力消費。然而，這一期間并沒有出現(xiàn)負電價回升的情況，說明了動態(tài)市場補貼的重要性和有效性。

　　法國在能源危機后也進行了相應的政策調整，核能占比有所下降，燃氣發(fā)電比例增加。隨著經(jīng)濟逐漸復蘇，負荷逐漸恢復，負電價的小時數(shù)也有了明顯下降。

　　綜上所述，政策的靈活性對于減少負電價起到了關鍵作用。無論是在日常市場還是能源危機中，這種靈活性都顯示出其重要性。同時，政策的適應性和靈活性也為儲能技術的應用提供了空間。

　　雙向發(fā)用電技術對減少負電價的作用

　　抽水蓄能電站和電池，由于擁有雙向發(fā)用電和快速響應的特性，逐漸在電力市場中占據(jù)優(yōu)勢地位。在一次調頻市場上，逐漸替代了傳統(tǒng)的燃煤和燃氣電廠。

　　在德國，隨著電池技術的進步和投資成本的下降，其在一次調頻市場中的市場份額已迅速攀升至60%?？紤]到正在建設或已獲批準的電池電站，預計電池在不久的將來將完全主導一次調頻市場。

　　目前，德國的許多火電廠都配備了電池用于一次調頻，以減少發(fā)電機在一次調頻時的磨損，增加發(fā)電機的壽命。電池也被用于增強火電廠在二次調頻時的響應速度。

　　盡管電池在一次調頻市場的表現(xiàn)卓越，但其價格仍然相對較高，導致其獨立盈利能力受限，尤其是在沒有政府補助的情況下。此外，當前的電池容量還無法滿足二次調頻的要求，也限制了其在二次調頻市場的應用。

　　總體而言，儲能技術，尤其是電池，正在逐漸取代傳統(tǒng)電廠的調頻方式。但要充分發(fā)揮其緩解負電價的效果，還需進一步降低成本、擴大容量，并得到適當?shù)恼咧С帧?/p>

　　市場平衡機制對減少負電價的作用

　　市場平衡機制在減少負電價中扮演了核心角色。負電價，從本質上看，是電力系統(tǒng)在供需不平衡時的一種突出的表現(xiàn)。歐洲的經(jīng)驗特別是德國的實踐表明，有針對性的系統(tǒng)平衡機制能夠刺激平衡服務的發(fā)展，利用市場力量，增強電力系統(tǒng)的應對能力，可以降低出現(xiàn)負電價的頻率。隨著服務提供者和商業(yè)模式的增多，價格上的競爭變得激烈，不僅減少了負電價，還降低了系統(tǒng)平衡的費用。

　　系統(tǒng)平衡機制的另一個重要組成部分是電力市場之間的互聯(lián)和協(xié)同。通過跨區(qū)域、跨國的合作，可以更好地對系統(tǒng)需求進行平衡，大大減少了負電價的風險。例如2021年，當愛爾蘭加強了與英國的電網(wǎng)連接，并提高了互聯(lián)線的交換能力時，負電價的出現(xiàn)頻次顯著減少。當然，其中也有疫情后的經(jīng)濟復蘇、用電量增長的原因。

　　值得深思的是，引入負電價本身就是市場調節(jié)機制的體現(xiàn)，目的就是鼓勵電力生產(chǎn)者增加系統(tǒng)的靈活性，從而更好地適應市場的變化。這在某種意義上與數(shù)學中引入負數(shù)的邏輯是相似的——都是為了拓展系統(tǒng)的應用范圍和處理能力。

　　對負電價未來發(fā)展的分析與預估

　　在經(jīng)歷了能源危機之后，歐洲各國政府紛紛加大了對可再生能源發(fā)展的投入。自2014年德國光伏陷入低點以來，近年來德國的光伏發(fā)電得以復蘇，重新達到了往日的高峰。更引人注意的是，盡管電價仍然明顯低于2022年能源危機時的最高水平，但它們在某種程度上已經(jīng)超過了德國政府對光伏發(fā)電招標的平均標價(范圍在4~6歐分/千瓦時)。因此，近年投入運營的大多數(shù)風電和光伏發(fā)電項目不僅能在無需國家補貼的情況下進行再融資，其發(fā)電的收益還有可能超過預期。

　　然而，負電價問題在德國能源市場中仍然持續(xù)存在。盡管德國對傳統(tǒng)電廠進行了系統(tǒng)化靈活性改造，但按照德國可再生能源協(xié)會的預測，到2030年德國仍將面臨300多小時的負電價情況，且這種狀況有可能直到2050年仍將維持在相同的水平(詳見圖5)，主要原因是能源系統(tǒng)的靈活性仍未能達到要求，盡管預期將有大規(guī)模的儲能和靈活負荷投入使用。

　　根據(jù)預測，如果所有傳統(tǒng)電廠都能成功進行靈活性改造，那么負電價出現(xiàn)的時間可以大大減少，甚至可能降低到現(xiàn)狀的1/3。然而，海上風電可能仍是一個棘手的問題，因為其在負電價時段的電力產(chǎn)量可能會達到整體的18%。

　　這也意味著，僅僅通過技術途徑可能難以完全解決負電價問題，政府還應該繼續(xù)調整可再生能源政策。因此，增強系統(tǒng)靈活性、促進海上風電和其他可再生能源的有序并網(wǎng)、發(fā)展熱泵和電轉熱等技術，以及提高電動汽車和其他電力負荷的普及率，都是未來減少負電價的關鍵措施。

　　電轉熱和熱泵對負電價的影響展望

　　德國可再生能源的裝機容量預計到2030年將增長到300吉瓦，而常規(guī)負荷僅維持在80吉瓦。其中超出的發(fā)電量主要將用于交通和供熱轉型。供熱占德國能源消費的一半以上，所以供熱轉型非常關鍵。新增的可再生能源將主要用于電轉熱、熱泵和其他電轉氣的應用。

　　德國的模擬計算顯示，雖然電轉熱、熱泵和電轉氣都有轉移負荷的潛力，從而緩解負電價現(xiàn)象。但如果負荷靈活性沒達到預期，負電價問題還是會出現(xiàn)。

　　考慮到未來能源價格可能會維持在高位，電轉熱的關鍵將是高效的熱泵，尤其是與光伏設備結合使用時，這在經(jīng)濟上會更有益。與此同時，德國的家庭供熱還依賴于天然氣，但政府的新規(guī)定要求到2024年新增家庭供熱的可再生能源要達到65%。雖然這項政策引起了相當大的爭議，但方向應該是對的。電轉氣只有在年運行小時數(shù)達到4000小時才具有經(jīng)濟效益，所以對減少負電價并不能發(fā)揮關鍵作用。

　　簡言之，電轉熱和熱泵有助于緩解德國的負電價問題，但要真正達到效果，還需結合其他技術和政策手段。

　　能源政策對負電價的影響展望

　　隨著德國計劃在2038年完全停用煤炭發(fā)電，其電力系統(tǒng)的靈活性有望大幅提高。因此，預計負電價的出現(xiàn)率將不會再繼續(xù)增長。若天然氣價格持續(xù)走高，那么德國的高能耗企業(yè)可能會在其他地區(qū)尋求更具經(jīng)濟效益的生產(chǎn)環(huán)境，從而降低非靈活電力的需求，進一步削減負電價的發(fā)生。但是，這種遷移可能引發(fā)一定的去工業(yè)化現(xiàn)象。

　　根據(jù)特定的模型預測，負電價補貼規(guī)則的修改會影響到可再生能源運營商的收益。這會促使運營商密切關注市場電力需求，而與此相應的可再生能源投資政策也將隨之調整。但根據(jù)德國可再生能源協(xié)會的數(shù)據(jù)，即使在能源轉型完成后，負電價小時數(shù)仍可能維持在較高水平。預計歐洲各國對負電價小時數(shù)上限的限制可能還會更加嚴格，甚至可能完全取消此上限，實時修正可再生能源的市場補貼。

　　雖然德國已經(jīng)停用核電，但核能對負電價的影響依舊不能被忽視。從實踐經(jīng)驗來看，雖然西班牙的核電現(xiàn)在還沒有導致負電價，但隨著可再生能源比例的提高，深度調峰時負電價的風險仍然存在。

　　事實上，受能源危機的沖擊，法國已對核能政策做出了重大調整。新政策取消了之前的核電占比目標，并解除了63吉瓦的發(fā)電上限。為了增強核電的靈活性以補充水電的不足，法國正在研發(fā)兆瓦級模塊化反應堆。這些反應堆旨在實現(xiàn)模塊化、批量生產(chǎn)以降低成本，且其尺寸緊湊，與傳統(tǒng)的吉瓦級大型反應堆形成對比。

　　目前，核電技術正向小型化方向發(fā)展。設備將具有設計簡潔的特點，能迅速適應電力市場的變動，還會集成熱電聯(lián)產(chǎn)。盡管在核心技術上與傳統(tǒng)的大型核電站相近，但它們更強調模塊化和標準化的生產(chǎn)方法。這樣的策略預計將減少現(xiàn)場施工的難度，因為大部分部件可以在工廠預先制造后再運往工地。隨著小型核電站生產(chǎn)的規(guī)?；?，核能導致的負電價問題有望得到更為有效的管控。

　　電池調頻對負電價的影響展望

　　在傳統(tǒng)電廠中，最低的運行出力一般在20~40%之間，這使得負電價的現(xiàn)象仍難以完全消除。調頻備用電廠已逐漸地成為降低負電價的重要瓶頸。在德國，二次調頻的成本逐漸開始接近一次調頻，而且電池電站的建設成本與抽水蓄能電站成本已經(jīng)相差無幾。只要在容量上滿足要求，且經(jīng)濟性不依賴政策補貼，電池未來很可能被廣泛應用于二次調頻。如果鐵-空氣電池技術的規(guī)?；y題能夠得到妥善解決，電池在二次調頻中的應用將對降低負電價產(chǎn)生重要影響。

　　總體而言，從宏觀層面看，要解決負電價問題，需采納多種策略。首要任務是增強整體能源系統(tǒng)的靈活性，包括提升電廠運行的靈活性及推動電熱轉換技術的進步。同時，引入創(chuàng)新的政策和法規(guī)，及調整能源結構。在能源轉型的過程中，政府政策起到了決定性的作用，尤其是通過調整可再生能源的補貼機制，有助于推動能源市場向更健康的方向發(fā)展。完善市場平衡機制是進一步提高能源系統(tǒng)的靈活性、實現(xiàn)供需平衡并減少負電價出現(xiàn)頻率的關鍵。值得強調的是，雖然上述策略取得了一定的成效，但負電價問題并未徹底消除，我們還需持續(xù)努力。終極目標在于將能源的生產(chǎn)、輸配、消費和儲存整合，形成一個靈活、有機和高度互聯(lián)的統(tǒng)一綜合能源系統(tǒng)。

　　歐洲負電價對中國的啟示

　　從中國的電力結構來看，煤電仍然占據(jù)主導地位，可再生能源增長勢頭強勁，已超過了美國與法國。在水電領域中，抽水蓄能電站的比例約占6%。這意味著有70%的電源需要進行靈活性改造，而且主要集中在煤電與水電上。這使得控制負電價成為一項艱巨的任務。

　　從表2中可以看出，中國與德國的電力結構有更多的相似之處，主要都是可再生能源與煤電占比較高。而美國主要依賴天然氣發(fā)電，法國則以核電為主。因此，德國的實踐經(jīng)驗對于中國可能會具有更高的參考價值。

　　在提高火電靈活性方面，以下的德國經(jīng)驗對中國具有一定積極的意義：

　　首先，火力發(fā)電廠的靈活性表現(xiàn)優(yōu)越于預期。盡管燃煤機組的靈活性普遍低于燃氣機組，但經(jīng)過技術改造，煤電同樣也具有強大的調節(jié)能力，能夠迅速適應可再生能源與電力需求的波動。

　　其次，改造煤電的靈活性，可以采納多種技術手段，不會降低工作效率，但可能會縮短設備壽命。另外，技術改造可以增強發(fā)電廠的響應速度，縮短啟動時間，但可能提高運營成本。盡管如此，從整體上看，通過大量發(fā)展可再生能源，節(jié)省下的燃料成本還是遠超過增加的運營與維護開支。

　　第三，提升燃煤電廠的靈活性可以增加風電和光伏發(fā)電的比例，但仍可能帶來更多的二氧化碳排放，因此，設定合適的碳價格至關重要。

　　第四，聯(lián)合調度火電廠的運營可以緩解其高昂的啟停成本，例如，一些火電廠暫停運營，而其他火電廠全負荷運作。這種聯(lián)合調度手段就是所謂的虛擬電廠技術，不僅涵蓋了分布式電源，還包含大型火電廠，其中火電廠是最核心的部分。

　　為了最大限度地發(fā)揮火電廠的靈活性，調整現(xiàn)貨市場機制，提供恰當?shù)膬r格信號至關重要。目前，中國已經(jīng)有部分地區(qū)出現(xiàn)了負電價。這表明電力供需平衡已成為顯著問題，有可能出現(xiàn)系統(tǒng)安全問題。因此，引入現(xiàn)貨市場的平衡機制勢在必行。

　　德國的經(jīng)驗表明，分布式發(fā)電在消納可再生能源方面發(fā)揮了關鍵的作用。鑒于中國的電力需求仍然在持續(xù)上升，增量部分采用分布式發(fā)電技術，將進一步增強電力系統(tǒng)的適應性。這樣不僅能更高效地消納可再生能源，還可避免負電價的頻繁出現(xiàn)。

　　德國的實踐經(jīng)驗還表明，在可再生能源的占比未達到50%之前，大規(guī)模地建設儲能系統(tǒng)并不比建立平衡機制有效，而且可能會增加能源轉型的成本。在中國，與電池技術相比，抽水蓄能電站不僅成本更為優(yōu)化，建設速度也快。因此，發(fā)展抽水蓄能是提高電力系統(tǒng)靈活性的理想選擇。

　　在德國，為電廠進行靈活性改造的資金部分來源于系統(tǒng)的平衡費用，部分來源于現(xiàn)貨市場的出清價格，即按照邊際成本進行排序的最終價格。在新能源初期發(fā)展階段，天然氣發(fā)電曾受到可再生能源的排擠，導致出清價格下降，致使傳統(tǒng)電廠經(jīng)常處于虧損狀態(tài)。但在可再生能源進入中期發(fā)展時，由于棄核退煤政策，出清價格開始由燃氣發(fā)電的邊際成本來決定，火電盈利狀況會隨之好轉。否則，在沒有補貼的情況下，火電很難承受靈活性改造的成本。另外，適時調整新能源的補貼政策，能使新能源的發(fā)展更好地適應電力需求的平衡。

　　最后需要指出的是，盡管德國的經(jīng)驗具有一定的參考價值，但鑒于中國的國情、經(jīng)濟布局和地理特點與德國仍然存在顯著差異，直接復制德國的做法或不完全符合中國的實際情況。

　　本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2023年09期，作者系德國PSI軟件公司高級業(yè)務發(fā)展經(jīng)理、中國電機工程學會外籍會士