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德国电力结构和市场改革：经验与启示

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@小白创作中心

德国电力结构和市场改革：经验与启示

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来源

http://www.360doc.com/content/24/0714/22/34398465_1128781065.shtml

德国作为能源转型的先行者，其在电力结构和市场改革方面的经验值得深入研究。本文将从能源转型概况、电力市场改革以及电网互联三个方面，全面解析德国的能源转型之路，并探讨其对中国构建全国互联大电网的启示。

德国能源转型概况

德国是自然资源较为贫乏的国家，除硬煤、褐煤和盐储量丰富外，在原料供应和能源方面很大程度上依赖进口，能源自给率较低。德国也是世界上最早推动能源转型的国家之一，早在20世纪80年代早期讨论能源和气候政策时，德国就已使用“能源转型”一词。是年，德国生态研究所出版的《能源转型：没有石油和铀的增长和繁荣》一书指出，能源转型主要讨论的是核能地位和替代能源，聚焦能源效率和可再生能源领域的投资。之后，随着国内国际能源形势的变化和研究的深入，德国能源转型目标数次进行过调整。

1990年是德国能源转型进程中一个关键的年份。这一年德国实现了“碳达峰”。这一年之后，德国陆续出台了多项能源法案，推动能源转型不断走向深入。

1991年出台《电力上网法》，要求电网按照固定溢价收购可再生能源。

1994年修订《原子能法》，禁止建设新的核电站。

1998年出台新《能源经济法》，启动由垂直一体化管理到拆分为发电、输电、配电和售电等环节的电力体制改革。

2000年出台《可再生能源法》，完善可再生能源的保障期限和电价体系。

2007年提出《一体化能源和气候计划》，第一次整合德国在能源、气候政策领域的诸多政策工具及计划，展现了德国对在2020年实现40%减碳目标的坚定承诺（尽管欧盟设定的减碳目标是30%）。

2015年出台《电力市场经济法》，持续推进以长期、经济、生态和安全电力供应为特质和目标的电力市场化改革。

2019年退出煤炭委员会，计划到2030年煤电装机容量降至1700万千瓦，最迟到2038年取消全部燃煤发电。同年出台《气候保护法》，确定到2050年实现“碳中和”目标，并提出实现该目标的一系列举措。

2021年德国又将“碳中和”目标提前了五年，宣布将于2045年实现“碳中和”。同年推出新版《可再生能源法》，计划到2030年德国可再生能源将提供80%的电力，风电、光伏发电装机容量分别达到9100万千瓦、1亿千瓦，以上目标在欧洲均处于领先地位。

2022年德国明确提出电力系统将在2035年全面实现“碳中和”（比我国早15年）。这一年德国还关闭了境内的最后三座核电站，正式终结核电生产。

德国在能源低碳转型上的提早谋划、积极作为、持续推进带来了显著成效。根据德国联邦环境署数据，从1990年到2020年，德国碳排放量减少了40.83%；与之相对，德国可再生能源在能源生产总量和消费总量中的占比逐年上升，分别由2000年的3.2%、3.3%上升到2020年的17.8%、16.4%。电力行业是德国碳排放的大户，发展可再生能源发电、推动电力低碳转型是德国实现“碳中和”的重要举措。德国水电未来增长空间有限，可再生能源装机增长以新能源为主。

这里对可再生能源和新能源两个概念作一下简要辨析。可再生能源与不可再生能源相对，包括太阳能、风能、水能、生物质能、海洋能、地热能等非化石能源，是指能够重复产生的天然能源，不会随它本身的转化或人类的利用而日益减少，对环境无危害或危害极小，而且分布广泛，适宜就地开发利用。新能源则与传统能源相对，是指刚开始开发利用或正在积极研究、有待推广的能源，包括太阳能、风能、生物质能、海洋能、地热能、核能等。水能是可再生能源，不是新能源；核能是新能源，不是可再生能源（图源网络）。

以新能源口径看，近三十年来，德国新能源发电装机容量增长近1.2亿千瓦，年均增速12%；新能源发电量占比年均增速达1.1个百分点。以可再生能源口径看，根据初步计算，2023年德国总发电量为5080亿千瓦时，其中2670亿千瓦时来自可再生能源。太阳能和风能占可再生能源发电量的75%，其余部分由生物质能、水电和少量地热能提供（见下图）。德国公用事业协会统计数据显示，2023年，德国总用电量首次有一半以上来自可再生能源，达56%，比2022年增加了8.6个百分点。月度统计数据显示，2023年7月最高，达59%。

德国电力市场改革

1998年之前，德国电力行业还是根据1935年颁布的《能源行业法案》，由能源供应公司实行区域性垄断经营。在这期间，德国的电力一直由9家联合企业生产，并输送到地区及城镇的供电公司。9家联合企业不仅运营德国的输电网络，同时也通过中、低电压电网直接向用户供电。法律规定用户必须从其居住地的能源公司购买电力。在这种垄断结构下，电费由政府控制，输电网经营者必须得到授权，电力市场机制还不存在，供电公司之间的电力大宗交易市场也不存在。电能的过网费用完全由一个供电地区的能源公司自行定制。当时的大型能源企业将发电、输电、配电和销售、交易业务等垂直整合在一起，即垂直一体化管理。德国在1998年前的电网垄断特征与我国2002年前的电网形态类似。

如前文所述，1998年德国正式开启电力市场化改革之路。2007年，欧盟发布了第3个关于电力和天然气市场化改革的指令草案，要求将发电和供电业务从电网经营活动中分离（特别是在产权上），并强化各成员国电力监管机构的权力和独立性。在该草案出台一年后，德国也按照欧盟的统一要求，采取多种措施进一步将电力市场改革推向深入。

德国改革的主要做法是，将过去的垂直整合模式进行分拆，并使输电网络运营商从电力产业价值链中独立出来，实现发、输、配电和电力交易相互独立。通过分拆，很多大型能源公司改变其公司形式和经营内容，并进行重组整合。德国从过去的9家联合公司，演变成如今四大电力集团和四大输电网络运营商（TSO）的基本格局。

四大电力集团是莱茵能源公司（RWE）、意昂集团（E.ON）、大瀑布电力公司（Vattenfall）、巴登—符腾堡州能源公司（EnBW），它们主导着德国的能源电力市场。以2004年为例，在发电环节，四大电力集团发电量占德国总发电量的95%，其中莱茵38.7%、意昂26.5%、大瀑布16.2%、巴登—符腾堡13.8%；在售电环节，四大电力集团售电份额占总量的72.8%，其中莱茵16.8%、意昂22.1%、大瀑布14.4%、巴登—符腾堡19.5%。目前，四大电力集团作为德国最大的电力零售商，在终端用户售电的占比仍能达到50%左右，其余主要是由城市售电公司和独立售电公司提供。

四个TSO是Tennet、50Hertz、Amprion、TransnetBW，负责电力传输网络的建设、调度、运行及维护，并对下级配电网络无歧视接入。每个TSO都有其调度运行的区域：Tennet从巴伐利亚州到石勒苏益格—荷尔斯泰因州，纵贯德国南北；50Hertz在原东德地区经营超高压电网；Amprion主要经营德国西部和西南部；TransnetBW负责巴登—符腾堡州的大部分高压电网（见下图）。

德国TSO调度运行区域示意图（图源网络）

德国目前约有900家配电网络运营商（DSO），除上述四大电力集团之外，还有约700家城市TSO及一些区域性的TSO。大多数DSO的规模很小，37%的TSO的服务客户规模仅在1000～10000个之间。以我国电网调度机构的规模和功能来看，德国TSO类似于我国省级电网调度机构，DSO类似于我国地/县级调度机构。

广义上说，德国电力系统管理部门包括联邦网络管理局、联邦卡特尔局、联邦金融监管局等。德国联邦管理局主要负责监管较大型的TSO和DSO，地区管理局负责监管小型DSO；德国联邦卡特尔局负责监管电力行业的竞争活动；德国联邦金融监管局负责监管电力交易。

德国电源结构具有两大特点：一是前文提到的新能源发电占比高，这与德国能源转型政策紧密相关；二是灵活调节电源占比较高，这是由于新能源发电具有间歇性强、波动幅度大的特点，需要用大量灵活调节电源提供辅助服务。德国灵活调节电源由燃气发电、燃油发电、抽水蓄能、硬煤发电和储能电站构成，2022年各类灵活调节电源装机容量合计为6840万千瓦，占总装机比例为30%，比我国国家电网经营区高出了18个百分点。

德国持续推动储能技术的创新和应用，并通过提供安装补贴、税收减免等措施促进储能产业迅速发展。德国储能设施按照技术类型划分主要包括抽水蓄能、电池储能、压缩空气储能以及电制X（Power-to-X）。其中，电池储能随着技术发展和成本降低，得到了广泛应用，可以快速调整出力以应对系统中新能源发电带来的波动。目前电池储能装机容量已超过400万千瓦，装机占比达50%。德国储能用户类型主要包括户用储能（home storage system）、工商业储能（industrial storage system）和大型储能（large-scale storage system），其中，户用储能既可以独立运行，又能在电力系统出现波动时作为虚拟电池提供备用服务，近几年呈现快速增长趋势，2022年德国户用储能新增装机占各类用户储能的70%以上。

在德国电源结构中，常规能源仍能覆盖最大负荷，以应对缺电风险，为电力系统的安全运行提供保障。为实现“双碳”目标，我国也正在大力发展新能源，新能源装机快速增长。随着新能源并网比例变得越来越高，我国电力系统面临着“大装机、小出力”的挑战，平衡调节和安全运行的压力越来越大。同时，我国正在建设新型电力市场体系，新能源参与市场的相关机制与电力市场建设同步推进。在电力市场环境下，保障电力的稳定可靠供应和实现新能源的高效消纳，也对调度运行提出了更高的要求。因此，我们要秉持底线思维，必须保持一定规模的常规电源，确保系统电力电量平衡稳定，在此基础上进一步推动电力系统中源网荷灵活性资源的发展，同时加快推进抽水蓄能和新型储能设施的建设，持续推进火电机组的灵活性改造，扩大需求侧响应资源，并合理规划电源结构及灵活调节资源配置，提升电力系统的灵活性，以应对高比例新能源并网后带来的波动性和不确定性。

在德国电力市场结构中，交易的先后顺序是中长期、现货市场和备用市场。德国并未设置容量市场。中长期合约和现货市场均属于物理市场，备用市场用于调节平衡偏差。中长期交易由输电容量联合分配办公室（JAO）组织实施，主要采用场外双边交易的方式，交易双方通过购买与中长期交易电量相匹配的物理输电权来确保交易的实施。现货市场由欧洲能源交易所（EPEX）组织实施，包括日前市场和日内市场。其中，日前市场采用日前集中竞价交易的方式，日内市场则有日内集中竞价交易和日内连续交易两种方式。备用市场由TSO负责组织实施，通过调节备用来保障电力系统平衡。

德国电网情况

德国在欧洲互联大电网中居于核心位置，通过与法国、荷兰、比利时、卢森堡、丹麦、瑞士、奥地利、捷克、波兰等国建立的交流或直流通道实现跨国互联，互联容量超过德国最大用电负荷的40%。德国跨国联络线展现出强大的互济能力，这些联络线与新能源发电出力整体上呈负相关关系。在大量使用新能源发电时，联络线加大外送，将多余的电力输送给周边国家；在少量使用新能源发电时，则通过联络线进口电力，弥补电力电量缺口。德国跨国联络线交换电量逐年增长，2020年为1150亿千瓦时，其中外送电量为669亿千瓦时、受入电量为480亿千瓦时。得益于灵活的联络线互济能力，德国能够高效消纳新能源，确保电网平稳运行。

德国与欧洲电网互联示意图（图源网络）

德国的经验对我国构建全国互联大电网具有重要的借鉴意义。我国的风光资源主要分布在“三北”地区（华北、东北、西北），而用电负荷主要集中在中东部和南方地区。这种能源资源与负荷的不平衡分布给我国跨区域输电带来了很大的压力。新能源发电具有较大的波动性，对输电通道和调峰能力的配套建设也提出了更高要求。为适应我国资源负荷逆向分布的特点及新能源大规模发展的需求，我们应加快建设跨区域直流输电工程，构建全国互联大电网。