德國電力市場和風電消納機制簡介

1、德國電力市場和風電消納機制簡介1德國電力市場簡述德國電力交易主要通過批發(fā)市場和零售市場兩個環(huán)節(jié)實現(xiàn)，運行機制如圖1所示。一方面，發(fā)電廠與電力零售商以及電力直銷客戶在批發(fā)市場自由競爭，通過市場實現(xiàn)電力定價；另一方面，電力零售商通過自由競爭的零售市場將電力零售給普通電力用戶。德國的輸電網(wǎng)企業(yè)（TSO）和配電網(wǎng)企業(yè)（DSO）不參與市場競爭，其過網(wǎng)費用由相關政府部門進行定價。圖1德國電力市場框架根據(jù)2005年7月頒布的德國能源工業(yè)法案（EnWG），德國聯(lián)邦網(wǎng)絡局（BNA）負責監(jiān)管德國電力及燃氣網(wǎng)絡的并網(wǎng)情況以及過網(wǎng)費用情況。具體過網(wǎng)費管理方法為：DSO和TSO提出過網(wǎng)費申請，BNA視情況予以配準或要求

2、重新提交申請，如果BNA在六個星期之內(nèi)沒有答復，則視為通過申請；BNA有權在任意時刻要求對現(xiàn)有過網(wǎng)費用方案進行重新審核。2德國風電并網(wǎng)政策2000年4月1日，德國可再生能源法（EEG）開始生效，雖然在2004年和2008年經(jīng)歷兩次修正，但其基本政策并未發(fā)生改變。德國可再生能源法主要包括以下幾個方面的內(nèi)容：1）保證上網(wǎng)。包括風電在內(nèi)的可再生能源可以無條件就近上網(wǎng)。電網(wǎng)企業(yè)有義務提供技術上的保證，并優(yōu)先使用可再生能源生產(chǎn)的電力。電網(wǎng)企業(yè)有義務以合理的費用及時將電網(wǎng)升級，以提供滿足技術要求的電網(wǎng)。這項義務適用于距離發(fā)電裝置最近的電網(wǎng)企業(yè)。2）強制固定電價?？稍偕茉捶▽L電強制電價按不同標準分為兩個

3、時期：按較高標準即采用初始電價的前期和按較低標準即從初始電價結束到強制電價結束的后期。在風資源豐富的地區(qū)，初始電價時間為510年；在風力資源相對貧乏的地區(qū)，前期補償時間最長可達20年。海上風機獲得初始電價標準的時間至少為12年，具體時間的長短，隨海上風機安裝地點至海岸的距離和風機安裝海域的海水深度而定。這樣，無論是在德國北部瀕海風力資源豐富地區(qū)，還是在南部風力資源較為貧弱的中等高度山脈地區(qū)，都可以從風電開發(fā)中獲利。風機制造企業(yè)、風機投資者和貸款機構的投資積極性得到了長期鼓勵。強制電價機制規(guī)定，支付給風電生產(chǎn)者的電價與售電電價的差額由電網(wǎng)企業(yè)預先支付，最終由風電的終端用戶承擔。3）并網(wǎng)費用。風電

4、場與電網(wǎng)的接入費用由風電場業(yè)主承擔，而電網(wǎng)聯(lián)絡線的建設費用、電網(wǎng)升級或擴建的費用由電網(wǎng)企業(yè)承擔。分歧通過設立的調(diào)解中心負責解決。4）全國平衡。電網(wǎng)企業(yè)有義務記錄它們的可再生能源購電量和所做出的補償，并在電網(wǎng)企業(yè)之間自行平衡。所有對最終用戶供電的電力公司都應按照全國統(tǒng)一的配額購買可再生能源電力，并向電網(wǎng)企業(yè)支付補償。3風電預測風電預測對于德國的風電發(fā)展有十分重要的價值。在德國對所有風電場輸出的總功率進行預測是非常必要的，預測結果可用于系統(tǒng)運行、發(fā)電調(diào)度和電力交易。由于目前的可再生能源法賦予風電優(yōu)先上網(wǎng)權，因此風電預測主要由系統(tǒng)運營商承擔，風電場業(yè)主不需要進行風電預測。幾個重要的時間跨度范圍是小時

5、前（06小時，超短期）、日內(nèi)（023小時）、日前（2447小時）和星期五至星期一（7296小時，因為電力交易所周末休市）。德國風能和能源系統(tǒng)技術研究所（ISET）研發(fā)了風能管理系統(tǒng)WPMS，能夠集成實現(xiàn)風電監(jiān)測、風能預測和風能橫向交換的功能。德國四個系統(tǒng)運營商中已經(jīng)有三個安裝了WPMS,約覆蓋德國風電容量的98%。其中，系統(tǒng)運營商EnBW使用三種不同的預測系統(tǒng)用于風電預測，發(fā)現(xiàn)所有預測系統(tǒng)都在過去兩年得到顯著提高。而日內(nèi)預測結果的頻繁更新使更短時間段內(nèi)的日內(nèi)電力交易成為可能，從而顯著降低預測誤差。4德國電網(wǎng)企業(yè)通過調(diào)節(jié)市場實現(xiàn)風電的調(diào)峰調(diào)頻日前市場德國的TSO主要通過日前市場購買電力。所有符合

6、EEG要求的風電都可以直接在現(xiàn)貨市場進行交易。TSO在日前市場上進行交易，賣出其所擁有的風電給其下一級的DSO,然后再由DSO將電力賣給終端用戶。費用則由用戶向DSO再到TSO支付。2010年以前,德國的風電并不在現(xiàn)貨市場上銷售,但是因為這種方式的不透明性、低效、非市場導向以及使用戶支付高昂費用等不足而受到廣泛的批評。從2010年開始,EEG法案做了修正,要求所有以EEG法案規(guī)定為基礎售出的電力（包括風電、光伏發(fā)電）都必須在日前市場上以固定價格進行交易。電力調(diào)度機構根據(jù)日期市場的交易情況和風電日前預測結果制定日前發(fā)電計劃,完成了風電調(diào)峰的主要任務。但是由于風電日前預測的誤差較大,可以通過日內(nèi)超

7、短期預測進行校正,即可以通過日內(nèi)市場的交易實現(xiàn)進一步的調(diào)峰工作,減少不平衡電量。日內(nèi)市場TSO可以在日內(nèi)市場上購買和售出日前市場上所交易的電力的差額。在日內(nèi)市場上,TSO是可以使用EEG備用電源來進行調(diào)峰,這種EEG備用電源既可以發(fā)電也可以用電，從而起到調(diào)峰的作用。EEG備用電源通過TSO網(wǎng)站上公開透明的投標程序來取得。以2010為例，TSO之前發(fā)布的EEG補貼為2.047歐分/kWh，這個補貼包括了TSO購買EEG電量以及調(diào)峰和其它費用。此價格每年末公布一次，適用期為下一年。這個數(shù)據(jù)基于EEG電力總產(chǎn)量90TWh的預期和付給電廠的平均140歐元/MWh的電價。2010年預估以54歐元/MWh

8、價格售出電力可以收入45億歐元。但是2010年的估計支出為127億歐元，從而這之間存在82億歐元的缺額。此缺額除以常規(guī)終端用戶的用電量401TWh就得到了2010年EEG補償價格2.047歐分/kWh。實際的收入和花費將隨著天氣，特別是當年的風力以及電力的市場等因素變化。為了促進經(jīng)濟和技術的進步，EEG允許TSO保留所節(jié)省開支的25%作為獎勵。平衡市場德國風電調(diào)峰調(diào)頻的最后一個環(huán)境是實時平衡市場，由TSO實時調(diào)度。德國的TSO有責任在任意時刻維持發(fā)電廠和用戶側電量的平衡。德國使用一次、二次和三次調(diào)頻這幾種不同的種類來進行調(diào)節(jié)。自2001年開始，德國的TSO就開始在自由市場上以投標的方式來獲取這幾種調(diào)頻電源。一次調(diào)頻和二次調(diào)頻電源目前每月競賣一次，三次調(diào)頻電源目前在每個工作日進行競賣。三次調(diào)頻電源的提供者必須在接下來的一個月內(nèi)維持其電廠的備用職能，同時還不可以減少對電量的需求。由于在正常運行情況下，不能限制風電，因此電網(wǎng)企業(yè)必須購買風電，并負責平抑風電的波動性，TSO建立一個用于互相平衡風電的系統(tǒng)。以EnBW為例,就意味著需要接受大約全國范圍內(nèi)所生產(chǎn)風電的