由于化石能源利用导致温室气体大量排放，引起全球变暖，人类生存环境面临严峻挑战。为积极应对全球气候变化，国际可再生能源署（International Renewable Energy Agency，IRENA）发布了《全球可再生能源展望：能源转型2050》报告，提出“到2050年，全球风电、光伏等可再生能源（renewable energy sources，RES）在未来电力系统中的比例将上升至85%”。此举引发了世界性能源经济结构向绿色低碳转型，各国均采取了以推进电力市场改革为主的发展方式。
（来源：《中国电力》 作者：高政南, 姜楠, 陈启鑫,辛力,徐青贵,徐江,王海利.）
《中国电力》2024年第6期刊发了高政南等人撰写的《德国电力市场能源转型建设及启示》一文。文章将以德国经验为参考，研究德国在能源转型中电力市场建设对内蒙古的启示。通过系统对比内蒙古与德国在能源供给和消费总量方面水平的差距，以及内蒙古电网与德国在新能源装机和消纳方面水平的差距，深度分析德国电力市场在消纳和适应高比例新能源方面的运行成果，总结德国电力市场建设在政策与市场衔接、跨国大市场建设和区域自平衡机制方面的经验，提出适应内蒙古电力市场建设的建议。
摘要
中国正在推进能源结构清洁化转型。如何通过市场建设促进新能源高比例消纳是能源结构调整重点关注的问题。国外电力市场在支撑能源转型方面具有较为丰富的可借鉴经验，以德国电力市场为借鉴对象，对比总结其促进新能源消纳的过程和成效，可为内蒙古电力市场建设提供有益参考。首先分析对比内蒙古自治区与德国在能源供给和消费总量、新能源装机和消纳方面的水平差距；其次介绍德国电价体系和电力市场体系，并通过参考因素的平均绝对误差指标对德国电力市场在适应高比例新能源方面的运行成果进行深度分析；最后总结德国电力市场建设在政策与市场衔接、跨国大市场建设和区域自平衡机制等方面的经验，并提出适应内蒙古电力市场建设的建议。
01
内蒙古与德国的能源转型战略对比分析
1.1 德国能源转型战略
1990年以来，德国出台多项能源法案促进能源清洁化转型。主要包括提升能源利用效率、提高终端用户电气化水平、增加可再生能源发电占比和建设灵活高效的电力市场体系等。1991年出台了《电力生产法》，要求电网按照固定溢价收购可再生能源；1998年出台了新一轮《能源经济法》，开启了电力体制由垂直一体化到拆分为发电、输电、配电和售电环节的自由化改革；2000年出台了《可再生能源法》，完善了可再生能源的保障期限和电价体系；2015年出台了《电力市场经济法》，推动了以长期、经济、生态和安全电力供应为目标的电力市场化改革；2019年出台了《气候保护法》，明确了2050年实现碳中和的目标，提出能源去煤化、交通电气化、工业清洁化、建筑绿色化、农业循环化等具体举措；2022年提出了电力系统将在2035年全面实现碳中和。
随着以上能源法案的实施，德国的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%和3.3%上升到2020年的17.8%和16.4%（见图1和图2）。特别是在2006年后，受促进可再生能源发展的政策推动，德国可再生能源发展迅猛。截至2022年底，德国新能源装机占比53.5%，其中风电27.1%、光伏26.4%；新能源发电量占比35.6%，其中风电24.7%、光伏10.9%，如图3和图4所示，能源结构清洁化转型效果显著。
图1 可再生能源在能源供给总量中占比
Fig.1 Comparison of the proportion of renewable energy in total energy supply
图2 可再生能源在能源消费总量中占比
Fig.2 Comparison of the proportion of renewable energy in total energy consumption
图3 新能源发电装机在总发电装机容量中占比
Fig.3 Comparison of the proportion of new energy installation in total power installation
1.2 能源转型战略对比分析
作为国家重要能源和战略资源基地，内蒙古的风能储量、太阳能年总辐射量分别居全国第一、第二位，在探索绿色低碳转型发展等方面具有十分重要的地位。
内蒙古自20世纪90年代启动了规模化开发风电资源。进入21世纪后，内蒙古大力发展风电和太阳能等可再生能源，可再生能源在能源供给和能源消费总量中的占比逐年上升，分别由2005年的0.3%和1.2%，上升到2020年的4.8%和10.9%，如图1和图2所示，2020年的数据分别可对标德国2004年和2011年的发展水平。这表明在可再生能源供给占比水平相当的情况下，内蒙古的可再生能源消费占比水平高于德国同期水平，能源利用效率更高。
“十三五”期间，新能源成为能源结构调整的主力军，占近1/3电力装机和1/5的全社会用电量，非化石能源消费占比提高2.7个百分点，内蒙古成为全国最大新能源生产基地和消纳利用地区。截至2022年底，新能源装机达到6500万kW、发电量1335亿kW•h，总发电利用小时数约为2084 h，约占全区总装机容量的38.3%、占全部发电量的20.6%，分别相当于德国的2013年（发电利用小时数1193 h）和2017年（发电利用小时数1482 h）的水平，恰好处于德国提出可再生能源转型目标和明确转型路径的政策发布节点之后（见图3和图4）。这表明在装机占比相同的形势下，内蒙古立足国内对于新能源的保障性政策，新能源消纳水平高于德国同期水平。内蒙古与德国在能源供给和消费、新能源装机和发电量占比的总体情况对比如表1所示。
图4 新能源发电量在总发电量中占比
Fig.4 Comparison of the proportion of new energy power generation in total power generation
表1 德国与中国内蒙古的能源情况对比
Table 1 Comparison of energy situation between Germany and Inner Mongolia in China
2022年2月，《内蒙古自治区“十四五”能源发展规划》（以下简称“规划”）发布，提出要加速能源绿色低碳转型。到2025年，内蒙古预计实现可再生能源在能源消费总量比重达到18%。此举目标达成后将超过德国2020年水平。同时，“规划”还提出了新能源装机和发电量将分别超过50%和35%的目标。这个比例分别对应德国2019年和2022年水平，相当于在未来3年时间内，完成德国5年的新能源建设和消纳任务。在此规划下，内蒙古的风电和太阳能等可再生能源也迎来巨大的发展空间。
02
内蒙古与德国的电价体系对比分析
2.1 德国电价体系
德国的居民和工业电价由上网电价、输配电费和税费组成，分别如图5和图6所示。
图5 2010—2022年德国居民电价构成
Fig.5 Electricity price for households in Germany 2010—2022
图6 2010—2022年德国工业电价构成
Fig.6 Electricity price for industry in Germany 2010—2022
2022年后，上网电价脱离了2010—2021年相对稳定的价格区间，上涨超过2倍，大幅推高了居民电价和工业电价。输配电费在工业电价中占比明显低于居民电价，甚至在2014年为−0.43欧分/(kW·h)。税费包括电力税、增值税（工业电价没有此项）、可中断负荷税、特许权证收税、离岸责任征收费、热电联产附加费、可再生能源附加费和电网费附加，其中工业承担的电力税、特许权证收税和电网费附加低于居民，其他价格部分与居民相同。2022年7月1日，德国取消可再生能源附加费，可再生能源发电项目补贴由能源和气候基金支付，该基金从碳排放交易中获得收入。
2.2 电价体系对比分析
内蒙古的用户用电价格可基本归为3类：居民生活、农业生产及工商业用电。由于电力市场建设初期，用户侧不参与市场，全部用户用电执行目录销售电价，即包含了平均上网电价、输配电价（含线损）、政府性基金及附加；随着市场化交易开展，工商业用户逐步参与市场，电价结构转为由上网电价、输配电价（含线损）、政府性基金及附加组成，并于2023年按照国家发展改革委印发的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号要求），将电价结构调整为上网电价、输配电价（含线损）、系统运行费用、政府性基金及附加。其中，系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。本文选取工商业电价结构调整前的多年数据开展分析。
在居民电价方面，由于内蒙古的居民电价尚未参与电力市场竞争，仍处于保障范畴，采用政府核定发布的固定目录电价，并实施了按阶梯用电量执行的电价制度。以城乡居民为例，最新的居民生活用电按阶梯分别在415元/(MW·h)、465元/(MW·h)和715元/(MW·h)，电价水平无变化。对比德国居民电价，则是完全由市场化形成，居民可以通过向能源服务商（售电公司）购买电价套餐来规避市场价格波动风险，2022年的居民用户平均电价为376欧元/(MW·h)，其中输配电费和税费占比约62%，按人民币汇率折算约为2933元/(MW·h)，是内蒙古居民电价最高阶梯价格的4倍。
在工商业电价方面，随着中国在2015年启动新一轮电改，内蒙古的工商业电价总体呈现稳中下降的趋势，如图7所示。上网电价从2015年改革初期的246.53元/(MW·h)，降至2021年的238.80元/(MW·h)，工商业电价水平保持在400元/(MW·h)左右，上网电量电价比例为54.59%~70.90%，为电价主要占比；在2022年，随着一次能源价格的回升和需求的紧平衡，工商业电价反弹至514元/(MW·h)，上网电量占比约为66.93%，输配电价、基金及附加和税费等费用相对稳定。对比德国工商业电价，上网电价占电价总比例低于内蒙古，约为40%左右；输配电价水平并不是一个固定值，会随着用电小时升高而降低。2022年德国工业电价330欧元/(MW·h)，合人民币2574元/(MW·h)，虽然仍显著高于内蒙古的工商业电价，但是低于德国的居民平均电价。
图7 2015—2022年内蒙古工商业电价构成
Fig.7 Electricity price for industry and commercial, Inner Mongolia 2015—2022
总体上，德国的居民用电价格由于承担了更多的输配电费和税费而高于工业用电价格；内蒙古的工商业电价与居民用电价格水平相当，虽然工商业主体在市场化机制下的电价略有波动，但是基本保持价格水平偏低且走势较为平稳的状态。
在德国能源结构转型背景下，新能源占比增加将为系统稳定运行带来额外的调节费用，这些费用将全部疏导至终端用户，因此无论是其居民电价还是工业用电价格都呈现波动性提高状态。随着内蒙古的能源结构清洁化转型，虽然系统中一次能源的总体发电成本虽然会下降，但是为保障系统平稳运行，燃煤机组的保障性作用、可调资源的支撑作用都将带来系统费用增长，德国的电价走势具有前瞻性的参考意义。
03
中国内蒙古与德国的电力市场体系对比分析
3.1 德国电力市场体系
2015年，德国发布了电力市场2.0白皮书：市场建设目标为提供长期、经济、生态和安全的电力供应，市场设计理念为保持市场与电网的分离，市场主要特点为通过大的、流动的、统一的竞价区形成稳定有弹性的价格信号、最小化政府对价格形成的干预和电网阻塞管理采用的非市场手段（基于监管成本的再调度和容量储备机制）。目前，德国已经完成电力市场2.0建设内容，形成了包括期货市场、远期市场、现货市场和实时平衡市场的电力市场体系。
在市场体系的建设中，德国建立了多种市场机制支撑能源清洁发展。1）德国鼓励新能源签订10~15年的长期购售电协议，来锁定未来电量、电价，以规避在现货市场中导致的价格波动风险。长期购售电协议是决定新能源收益的最主要因素，通常会占预期发电量的80%左右，现货市场交易仅占少部分。2）德国为新能源创造了市场竞价和政府补贴相结合的市场化消纳机制。新能源由于发电边际成本低，在市场竞争中可以按照极低的电价参与竞价，不足部分由政府补贴，以保障优先上网。3）德国使用绿色证书来追踪和证明新能源发电和消费情况。这些证书可以在市场上进行交易，并用于验证电力的可再生来源。绿色标签则用于标识和区分新能源发电的电力产品，促使消费者能够选择和购买绿色电力。4）新能源出力波动较大，导致德国现货市场价格信号显著，这对德国常规煤电产生了非常大的激励作用，从而推进了其灵活性改造，创造了极强的调节能力，从而在电价低时尽量减小出力，电价高时尽快增加出力。5）德国与周围接壤的9个国家建立了较为完善的跨境输电网络。作为欧洲统一电力市场的参与国之一，通过参与跨境电力交易，实现与周边的卢森堡、奥地利、比利时、荷兰和瑞士等6个国家的能源高效互济。6）德国采用平衡基团调节的方式，及时消纳了供需的不平衡。在实时平衡阶段，由指定输电系统运营商（TSO）在跨国、国内4个TSO之间和TSO内部，组织各个层级的供需平衡，主要交易品种为一次、二次、三次调频交易等。7）德国在平衡基团内引入多种就地平衡资源，对冲平衡责任风险。主要市场主体为分布式能源系统（太阳能光伏为主）、聚合储能的虚拟电厂等，各平衡责任主体（平衡基团）依据自身平衡调节需求，依托智能电网技术，为电力消费者提供灵活的能源交易套餐，通过日内交易平台或实时平衡市场采购调节资源。
3.2 电力市场体系对比分析
内蒙古电力市场于2010年以多边交易的形式启动运营。2010年在全国首创“多方参与、双向竞争、价差传导”市场模式；2015年在全国率先开展新能源柔性打捆交易；2017年在全国首批开展电力现货市场试点工作；2018年在全国首次启动“煤电联动”交易模式；2022年在全国率先开展现货市场“一轨制”全电量集中优化。目前，内蒙古电力多边交易市场建立了“中长期+现货+辅助服务”市场架构、“中长期曲线交易+现货全电量竞价”市场模式。
当前，内蒙古在促进新能源消纳的市场机制方面做了有益探索。1）内蒙古新能源分为补贴项目和市场化项目，补贴项目在保障小时内按照政府保障价格收购，所有新能源均有利用率的要求。2）鼓励保障小时外的新能源以风火、光火打捆的方式直接参与年度、季度和月度中长期交易，以确保新能源的消纳比例。3）开展跨省跨区低谷风电交易，充分利用外送通道输送能力，增加风电消纳。4）开展风电替代燃煤自备电厂的发电权交易，降低燃煤自备电厂发电出力，扩大风电发电空间。5）采用全电量集中优化出清的方式，充分发挥新能源边际成本低的优势，实现市场条件下的高效消纳。6）通过现货市场建立的灵活交易信号，引导燃煤机组主动提高调节能力、释放新能源消纳空间。
总体上，德国和内蒙古都经历了政府保障新能源消纳的阶段，并由计划保障方式向市场化激励方式转变。目前德国的新能源已进入完全自主参与市场交易的发展阶段，而内蒙古的新能源仍保留部分机组在保障性范围内，部分新建新能源开启了市场化发展的探索。
然而，与内蒙古仅有燃煤和风、光等新能源参与市场化交易不同，德国参与电力市场的发电侧包含燃煤、燃气、核电、风电、光伏和生物质等多种发电类型。各发电类型互补，能够对系统调节形成有效的支撑作用，并且德国的燃煤机组实现了从能量供应到调节备用的角色转变。此外，内蒙古仅对华北外送开展了市场化交易，与周边其他地区、国家的外送仍为按照计划送电，并未纳入市场化交易范围；而德国与周边国家建立了较为完备的跨境电网，并参与欧洲统一电力市场，通过增设输电线路和成熟运行的市场化交易机制，提高了电网的灵活性和电力运输及进出口能力，实现不同地区之间的电力互补和调度，有助于本国供需平衡。在平衡新能源波动方面，与内蒙古当前仅依靠燃煤火电作为主要平衡供需的能源结构不同，德国鼓励分布式发电、能源智能管理技术和大规模储能设施的建设，通过高效运作的现货市场，建立了灵活的电力交易机制，形成了市场化价格信号，引导过剩的新能源储存、消纳和快速调节。
04
德国电力市场促进高比例新能源消纳的运行成效
4.1 分析指标定义
德国分别于2014年2月、2018年6月加入欧洲日前、日内耦合电力市场，与周边国家建立起灵活频繁的交易机制，高效地利用跨国通道容量，平抑本国新能源出力的波动性、随机性和间歇性。
随着德国新能源装机占比增加，净用电量的波动幅值将增加，德国境内非新能源（包括常规发电、抽水蓄能等）交易、跨境耦合交易，共同发挥余缺调节的作用将更加明显。其中，净用电量是指系统同时考虑实际需求和新能源波动出力的电力负荷，其波动性反映了电力系统的供需平衡情况。因此，在新能源发电曲线形状、发电量占比情况相近的场景下，若德国电力系统的净用电量波动性越小，则表明其负荷侧对新能源发电特性的响应特性越强；若德国境内非新能源发电波动性越小，则表明平抑新能源波动的跨国耦合电力市场机制作用越显著；若常规发电出力波动性越小，则表明抽水蓄能对新能源波动性的平抑能力越强。因此，本节将对比总发电量、净用电量、非新能源发电量和抽水蓄能运行特性和平均绝对误差（mean absolute error，MAE）曲线，分析德国电力市场促进新能源消纳的效果。其中，平均绝对误差所指的平均值为96点（一天）连续平均值。相关定义如下。
4.2 运行效果分析
本节采用平均绝对误差反映波动性，选择2015年12月26日（即日前耦合市场已运行1年，日内耦合市场尚未运行，当日新能源发电量占比48%，为年度最高值）、2019年12月30日（即新冠疫情之前，当日新能源发电量占比48%）和2022年4月1日（即疫情和俄乌冲突叠加影响，当日新能源发电量占比46%），市场运行曲线分别如图8~10所示。
图8 2015年12月26日市场运行曲线
Fig.8 Market running curve, December 26th, 2015
图9 2019年12月30日市场运行曲线
Fig.9 Market running curve, December 30th, 2019
图10 2022年4月1日市场运行曲线
Fig.10 Market running curve, April 1st, 2022
抽水蓄能上边缘和下边缘分别为非新能源发电和其他常规发电量曲线，核电发电量在2015年随发电曲线调整，在2019年和2022年不再调整，抽水蓄能随着电价调整发电量，总发电量由2015年2个明显的高峰变为2019年2个差异较小的高峰，然后变为2022年与光伏发电相关性很强的一个高峰。
净用电量的平均误差曲线波动幅度大于总发电量的平均误差曲线波动幅度，如图11~13所示。这表明受新能源间歇性、波动性和随机性的发电特性影响，系统总体平衡难度明显增加，尤其在新能源反调峰时（即与总负荷的平均误差反向）更为突出；非新能源发电的平均误差曲线幅值小于净发电量的平均误差曲线幅值，这表明外送通道的高效利用提升了网间互济能力，有效缓解新能源引发的供需平衡问题；其他常规发电的平均误差曲线幅值小于非新能源发电的平均误差曲线幅值，这表明抽水蓄能作为快速调节资源，明显提升了电力系统调节能力，有效平抑新能源波动发电特性。
图11 2015年12月26日平均误差曲线
Fig.11 Mean error curves, December 26th, 2015
图12 2019年12月30日平均误差曲线
Fig.12 Mean error curves, December 30th, 2019
图13 2022年4月1日平均误差曲线
Fig.13 Mean error curves, April 1st, 2022
新能源发电的平均绝对误差逐年显著增加，如图14所示。随着新能源装机容量增加，新能源发电对系统实时平衡的冲击更加突出；相对新能源的平均绝对误差，总发电量的平均绝对误差逐年下降，净用电量的平均绝对误差缓慢上升，表明负荷侧对新能源发电特性的平衡能力逐年增强，尤其从2个峰值转变为中午适应光伏的一个峰值（见图8、图9和图10中负荷曲线的变化）；净用电量与非新能源发电的平均绝对误差的差距逐年扩大，表明外送电量的波动逐年增加，意味着跨国传输通道的调用更加灵活多变；非新能源发电和其他常规发电的平均绝对误差的差距逐年扩大，表明抽水蓄能的调用愈发频繁，新能源快速发展增加了系统对调节能力的需求。
图14 2015—2022年平均绝对误差
Fig.14 Mean absolute error (MAE) curves, 2015—2022
05
德国经验对中国内蒙古的启示和建议
德国在推进以可再生能源为主体的能源转型发展方面取得显著成果。1）为了规避以煤和石油为主的化石燃料发电成本上涨对电力市场价格产生的较强抬升影响、促进能源结构清洁化转型和价格稳定，逐步推动了化石燃料发电向风电、光伏和生物质等非化石燃料的转变，鼓励多元化发电类型共同发展，提高了能源结构转型中电力系统的调节能力和价格平抑作用；2）为了增强本国的调节能力、更好满足供需平衡，建立了与周边国家紧密相连的电网架构，并积极参与欧洲统一电力市场交易，通过大范围的统一优化、集中出清，实现了平抑新能源出力的波动性、随机性和间歇性，对建设新型电力系统至关重要；3）为了推动能源结构清洁化转型，同步建立了场外补贴机制和市场机制，在鼓励各类主体积极参与市场、获得公平收益的同时，将诸如差别输配电价和优惠税收费用等政策独立于电能量市场之外，以减少外部性和长期性问题因素对电力市场竞争效率的影响；4）充分考虑风光等新能源的出力波动性特点，在大力发展分布式新能源发电的同时，不断强化了其配电网在消纳新能源方面的责任和义务，通过建立灵活的配电网市场化机制，高效发挥平衡基团聚合、调节等用于支撑维持大电网平衡的重要作用；5）为推动新能源发展，建立了高比例的多年期合约、绿色证书等机制，确保绿色电力从生产、传输到消费的全流程追踪，实现了扶持政策和激励机制的同步作用。
总结提炼德国能源转型的电力市场建设启示，充分借鉴其在促进新能源高比例消纳方面的经验，结合内蒙古新能源支撑政策和电力市场建设目标，将有力推动内蒙古实现能源绿色低碳转型的高质量发展，建设符合内蒙古实际情况的新型电力市场。
1）加强一、二次能源市场协同，促进煤炭与电力的协同发展。内蒙古应建立电煤储备制度、临时价格管制等方式，保障电煤供需平衡和价格稳定；建立电煤价格与电力市场交易价格联动机制和预警机制，实现一次能源成本向二次能源价格疏导。
2）推动电价体系改革，坚持单一制能量市场为主的模式。内蒙古应建立电能量市场外的电力供应保障机制，厘清发电的固定成本和变动成本，合理测算发电成本缺额，通过成本保障机制确保系统容量充裕度，有效支撑新能源高比例并网。
3）推动建立区域大市场交易机制，促进更大范围消纳新能源和资源优化配置。内蒙古应深化推动跨区跨省日前和日内交易，从局部地区起步探索与周边地区的市场耦合交易出清，实现多输电通道互联的资源优化。
4）引入分布式资源参与市场，落实配电网平衡责任。随着内蒙古新能源规模不断提高，储能、虚拟电厂等新型主体参与系统调节将成为供需平衡的发展方向，内蒙古应加快研究建立适应分布式资源作为市场主体参与市场的机制、执行和结算方式，并鼓励商业模式创新。
5）建立绿色电力交易机制，促进以新能源为主的绿色能源消费。内蒙古应探索建立适应新能源主体的5~10年甚至更长周期的购售电协议，配套绿色证书机制，鼓励电力用户主动消费绿色电力，促进能源结构向低碳、绿色有序转型。
