2022年能源危机期间德国电力市场的最新进展

俄乌战争带来的天然气供应消减以及电价的持续走高，使得围绕欧洲和德国电力市场改革的讨论不断，本文旨在对这些信息和进展进行汇总、更新。上半年德国应对能源危机的初步举措相关信息请参阅GIZ中德能源合作领域之前的文章 “德国气候中和目标未变——德国能源和气候政策最新动态信息分享”。关于德国如何提高分散式灵活性的更多信息，请参阅2022年报告《分散式灵活性和可再生能源的整合》。

在此，中德能源转型研究项目（EnTrans）团队邀请了《分散式灵活性和可再生能源的整合》报告（该报告在中德能源转型研究项目框架下，由GIZ委托编制）作者Tim Mennel（dena）先生，以及德国咨询公司Energynautics的Peter-Philipp Schierhorn先生，分享他们对德国电力市场在2022年欧洲能源危机中所发挥作用的最新见解。着重回答了德国如何处理容量储备的问题，这与中国目前拟采用容量市场确保能源安全的讨论密切相关；正值中国计划扩大现货市场试点规模、到2025年初步建成全国统一电力市场体系之际，两位专家对欧洲能源市场如何应对能源危机的问题的解答，对我们有借鉴意义。

问题 1：德国先进的现货市场激励了灵活性，但批评者认为，边际电价在能源危机期间可能导致持续电价走高和发电商暴利，正如欧洲现在所出现的那样。德国对于解决该问题有什么潜在的好方法？

Tim Mennel：9月4日，德国联邦政府提出了一项计划，限制活跃于现货市场的发电商的收入。此前，电力价格空前上涨，最高时甚至超过1000欧元/兆瓦时。由于俄乌战争导致了天然气价格飙升。因为按照优先次序（merit order）原则，在竞价过程中作为边际发电商的天然气机组的出价为所有报价方定价。招投标中根据择优排序的边际发电商的出价为所有相关投标人设定了价格。政府的最新计划预计对各种发电征收暴利税，有效地收回超过一定价格门槛的现货市场收入，然后将这些税收重新分配给消费者。非常重要和需要指出的是，这项计划并没有改变现货市场价格形成的基本原则。今天，人们普遍认为，现货市场将继续在未来电力供应系统中发挥重要作用，因为现货市场有助于确保发电资产的高效调度。

Peter-Philipp Schierhorn：电价高是由多项因素导致的供应短缺造成的，包括天然气供应短缺、干旱年份水电供应减少以及法国可用核电减少，高电价并不是由于市场设计缺陷造成的。在公开的讨论中，有人建议转向按发电厂报价结算（PAB）机制，但研究（见链接1、链接2和链接3）表明，在这种情况下预计市场还是会出现类似的高电价。任何偏离边际电价的变化都代表着危机期间市场机制的重大结构性变化，因此可能会给系统带来更多冲击，而不是缓解。基于边际电价的欧洲市场使用集体价格结算在大范围内被证明是有效的。

解决问题根源（供应短缺）和结果（高电价）的措施比改变边际定价本身更有效。这些措施应在欧洲层面实施，以维护市场的统一性，而市场本身是供应安全的基础。政策制定者必须注意保护消费者，尤其是低收入居民，使其不会完全受到当前多因素危机带来的极端价格飙升的影响。欧盟委员会建议的边际收入上限将作为一种事后解决措施，而不是对现货市场定价的直接干预。它保留了基本的市场原则，同时提供资金，用于缓解消费者承受的高价格。因此，它正在朝着正确方向迈进。

问题 2：中国正在评估支付容量费用和容量市场，以防止电力短缺。这是否是可再生能源市场份额大幅度增加的背景下，德国正在考虑的长期解决方案（至2030年或2050年）？

Tim Mennel：包括德国在内的各个国家都在广泛讨论容量机制。鉴于当前市场动荡以及可用发电能力的潜在短缺，人们不能指望投资者会仅仅根据单一能量市场收入的前景预测来考虑投资天然气和适用氢发电（H2-ready）。然而，支付容量费用或容量市场并不是唯一可行的替代选择：德国西南部的输电系统运营商巴符州输电网公司（TransnetBW）提出了一个方案，即和这些发电厂作为储备容量签订合同，并保证一定的收入水平。无论政府计划在2023年前进行的辩论结果如何，需求侧管理（DSM）和储能都将在最终解决方案中发挥重要作用。欧盟法规和德国政府公告都强调，发电充裕性措施必须是技术中立的，也就是说，必须同时兼容发电侧资产的部署和负荷侧的灵活性。

Peter-Philipp Schierhorn：短期内的支付容量费用已经成为欧洲和德国电力辅助服务系统的一部分。然而，将支付容量费用长期纳入电力市场是对市场运作的根本改变，因为这意味着参与者的财务预测和投资决策的变化。在未来十年内，随着煤电和核电的退役，德国可能会经历容量紧缩，因此容量机制肯定是必要的。而保障容量机制不仅应该关注传统备用电厂，还应该关注包括储能和需求侧管理（DSM）在内的所有其他选项。

问题 3：在当前危机之后，德国是否会开发煤电和核电容量市场作为非运营的储备或作为可再生能源发电的灵活备用和补充，还是仍计划淘汰这些发电资产？

Tim Mennel：目前，德国的电力容量储备系统由已退役（现已重新启用）的燃煤和燃气发电资产构成，而且短期内不太可能废止该体系。为了实现雄心勃勃的能源转型和气候政策而增加的风能和太阳能发电，可能确实会使更多化石燃料发电厂暂时进入储备状态。这些发电厂将无法在现货市场上创收，但鉴于本次能源危机期间的经验，政府还是希望保留更多的备用容量。为此，监管机构将授权输电系统运营商（TSO）以竞争性招标的方式采购备用容量。然而，这种作为容量储备的发电资产通常是被封存起来的，除非出现电力供应危机情况，否则不参与现货市场，它们只会在电力极度匮乏的情况下才会启用。在未来碳中和的电力系统中，氢燃料发电将取代目前的部分化石燃料发电；至于剩余的少数核电资产，政府已提议暂时转移为仍旧存有争议的储备容量中。无论结果如何，2023年以后，核电都不太可能在德国发电系统中发挥作用。

Peter-Philipp Schierhorn：从灵活响应和运行角度来说，核电和煤电显然不是最经济的备用电源选择，但可以在封存状态下起到一定的安全储备作用。未来几十年，核电和煤电预计不会在德国发挥太大作用，它们目前被保留的原因仅仅是作为可用的备用容量，否则将被淘汰。这实际上是更多基于市场的容量机制的一个争议点。否则，即使在天然气价格很高的情况下，单一能量市场也会更倾向于鼓励燃气机组运行，而不是煤炭机组，因为燃气机组的固定运营和维护成本要低得多。这种机制的设计必须考虑燃料供应安全，包括天然气和煤炭供应。欧洲的天然气主要依赖进口，而且很快会变得更为稀缺和昂贵。同样，即使基于国内资源，煤炭供应链也不能在需要时凭空出现。依赖进口天然气和本国煤炭的燃料供应安全性，在今年德国能源系统中的表现是显而易见的。

问题4：2025-2030年期间，当风能或太阳能资源稀缺时，德国如何应对能源需求旺盛的时期，例如秋冬季的日照短、气温低时期，或风力不足的极端热浪和干旱期？

Tim Mennel：未来几年，煤电仍将运行，用于支持不断增加的波动性可再生能源电力，生物质发电也会提供一些电力安全性。与此同时，政府计划大幅改善需求侧管理（DSM）和储能的商业条件，包括分散式储能，以保障其快速的部署和发展。同时，政府加快了建设氢能经济的步伐，十年之后，氢能发电将为电力安全性做出更大贡献。

Peter-Philipp Schierhorn：发展氢能经济肯定是应对可再生能源低迷期的重要一步，但这不是唯一的选择。部门耦合投资的成果将在十年后带来更大的灵活性和供应安全性。正因为如此，我们需要迅速为所有类型的储能（包括氢能）和需求侧管理（DSM）提供更好的激励措施。分布式可再生能源发电和储能能够进一步减轻系统负荷。不幸的是，德国目前仍是通过传统方式即政府公共政策鼓励可再生能源发展，但同时又假设市场会以某种方式提供必要的灵活性技术，如DSM和储能。鉴于技术与发电容量的低成本，这是将可再生能源整合到以化石燃料为基础的电力系统中的一种成功方法，但这种方法可能不足以实现脱碳的全面转型。

关于中德能源转型研究项目（EnTrans）：

中德能源转型研究项目支持中德两国政府智库与研究机构之间的合作，加强中德能源转型的交流，并分享德国能源转型的经验。该项目旨在通过国际合作和互利的政策研究及建模，推动以低碳为导向的能源政策发展，帮助中国建立更有效的低碳能源体系。中德能源转型研究项目（EnTrans）在中德能源与能效合作伙伴项目（EP）框架下，由德国联邦经济和气候保护部（BMWK）提供支持，中德能源与能效合作伙伴是中德国家层面能源政策对话的中心平台。中国国家能源局（NEA）是EnTrans项目的中方支持单位。德国国际合作机构（GIZ）牵头，联合德国能源署（dena）和Agora Energiewende作为项目的德方实施机构。