在欧洲能源转型的进程中，随着可再生能源占比的稳步增长，传统的发电方式，特别是煤电，正面临着不断减少的年发电小时数。这一转变为发电企业带来了前所未有的运营挑战，并引发了对电网安全性的广泛关注。
德国，作为一个富煤少气的国家，其能源转型的核心在于逐步淡出煤电和核电。为了解决退煤和弃核带来的电网安全挑战，德国自2016年起实施了电网备用机制，随后引入了容量备用和“煤电备用”机制。紧随其后，法国、西班牙、意大利等其他欧洲国家也相继推出了各自的容量机制。这些机制在一定程度上缓解了发电企业的经济压力，并提升了电网稳定性。
本文聚焦于德国的容量备用机制，并深入分析其背后的核心思想，旨在为中国关于煤电容量电价机制的讨论提供一些有益的参考。
欧洲各国的容量机制
欧洲国家采用的容量机制大致可分为两大类：针对性容量机制和容量市场机制。针对性容量机制主要针对市场中的特定部分，而容量市场机制则覆盖整个电力市场及其所有参与者。此外，这些机制还可以按照量化和价格不同的概念来进行分类。量化的方法即先确定所需的容量，再对其定价；而价格方法则相反。具体分类如下图所示：
图1：容量机制分类（欧盟委员会 2016）
在图1中，招标法通常用于补充现货市场无法提供的额外发电容量。在这种方式下，中标的项目通常会获得政府资助，用于基础设施建设，并参与现货市场交易。容量备用模式则旨在提供额外的备用发电能力，以应对市场需求短缺。行政容量补贴是由政府机构确定的性能价格补贴，专门支付给符合条件的市场参与者。单一买家模式则允许市场参与者获得对其可靠发电容量的补偿，价格通常由市场决定，并常设有上限。分散容量保证模式注重市场的范围和数量，不依赖于政府竞价设定价格。在这种模式下，市场参与者必须通过合同承诺提供足够的发电容量，以确保能满足客户需求。根据这些基本原则，欧洲各国采取了不同的容量机制（参见图2）。
图2：欧洲各国容量机制（参照Energy Economics2019绘制）
意大利采用了一种集中式的容量采购模式，旨在确保电力供应的安全性，同时考量到电力高峰时段的需求和降低二氧化碳排放的目标。该模式由意大利的输电网公司负责管理，其年度运营成本介于0.9亿至1.4亿欧元之间，费用由消费者来承担。在这个模式下，容量通过一种类似现货市场排序的拍卖出清方式来确定，获得补贴的电厂定价为零，确保供应的充足性。它是一个技术中立的市场，不偏向任何特定的发电或负荷减少技术，并且设定了二氧化碳排放的上限，以此排除高污染技术。拍卖采用递减式时钟拍卖法，供应商需承诺提供必要的电力以换取收入机会。该市场分为主要拍卖和调整拍卖，以适应不同的电力需求。自2019年以来，容量市场的价格每年都达到了规定的最高限价。
相比之下，法国采纳了一种分散式的容量保证模式，涵盖了配电网运营商、输电网运营商和终端用户。这些参与者根据电力需求和能源消耗为法国的供电安全做出了重要的贡献。他们需要购买年度容量保证，以确保在高需求时段能够供应足够的电力。这些容量保证可以通过拥有经认证的设备（如发电或减负荷装置）或通过市场购买来获得。容量保证的需求参数需要提前四年确定，并在交付年度内保持稳定。容量义务是基于这些参数，并在交付年度结束后进行确认。负荷减少措施被分为隐性和显性两种，允许多种发电和负荷减少设备参与。但所有这些设备都必须获得法国输电公司的认证。定价机制为，如果供应安全未受威胁，一个交付年的补偿价格基于市场价格，即前一年拍卖的容量价格平均值；负偏差加激励系数，正偏差减激励系数。若供应安全受威胁（偏差超过特定阈值），则采用行政定价作为容量价格上限。然而，在实际操作中，相关的费用一直在逐年上升。
德国的容量备用机制
如前所述，德国的容量机制属于针对性容量机制，或简称容量备用机制，包括电网备用、容量备用和“煤电备用”。
电网备用：在电网重负荷的情况下也能保障电网的安全运行
电网储备主要是为了应对冬季电力需求高峰和北部风电产量过剩的情况而设立。在这期间，若电网过载，电网运营商需要减少北部的传统发电，同时在南部增加等量的传统发电。这样做旨在维持电力供应的稳定性，从而确保整个电网的安全运行。为此，输电网运营商需要足够的可用发电能力。如果德国本国市场，尤其是工业负荷中心巴伐利亚州，由于跨境再调度能力不足而缺乏灵活性发电设施，输电网运营商则必须额外安排备用发电厂来满足电力需求。电网储备的成本由用户通过支付电网使用费来承担。
在具体的再调度操作中，通常通过启动南部的燃气发电厂和降低北部传统电厂的产能来解决电网过载问题。近年来，一些已退役的煤电厂也逐渐被纳入电网储备计划。如有进一步的需求，可考虑利用其他欧洲国家的备用发电厂，前提是这些电厂能够有效解决德国所面临的特定电网安全问题。
德国的输电网公司每年均需评估未来的电网备用需求，该需求随后由德国联邦网络局审核并确认。例如，在2020/21年冬季，电网备用需求约为6.6吉瓦，而在2021/22年和2022/23年，需求分别为5.67吉瓦和8.26吉瓦，大致相当于德国年最大电力负荷80吉瓦的十分之一。
当某些燃煤电厂被法令要求降低发电量或停止运行时，输电网公司会评估这些电厂对电力系统的重要性。仅当有充分证据证明这些电厂的停产不会严重威胁或干扰电力供应的安全性和可靠性时，才会对其实施煤炭燃烧禁令。
容量备用：用于极端情况和意外事件
容量备用的主旨是为现货市场提供附加支持，尤其是在冬季或当光伏发电不足，现货市场无法提供充足电力的场合。这意味着，容量备用通常比现货市场和调频市场稍晚启动。它要求各发电厂根据自身的启动时间在前一天做好准备，以应对日前竞价市场无法实现的供需平衡。
为确保容量备用及时就绪，德国输电网自2019年起开始定期举行竞争性招标或采购，每次招标约2吉瓦的容量。从2022/23年冬季开始，计划提供2吉瓦的备用容量。德国经济和能源部会依据德国联邦网络局（是电力、天然气、电信、邮政和铁路市场的监管机构）的监控报告来审定容量备用的规模。与电网储备费用一样，容量备用也是由用户来承担的。
符合参与条件的容量提供商就可以参与报价。所有赢得招标的报价最后都会按照最高出价的价格来统一支付（即采用统一价格系统）。容量备用的最高价格限制为每兆瓦每年10万欧元。定价的原则是反映维持容量备用所需的运营和维护成本，鼓励提供商以成本效益高的方式运营，提高市场效率，防止市场扭曲。目前日前市场和日内市场的最高价格分别为每兆瓦时3000欧元和每兆瓦时10,000欧元。
自2020/21年冬季起，中标的容量备用不再被允许主动参与电力市场交易，除非输电网特别要求其增加或减少发电量。
安全备用：双保险还不足以应对的情况
除了电网备用和容量备用之外，德国能源法还特别设立了褐煤发电厂的安全备用机制，通常被称为“煤电备用”。
此措施于2016年7月在德国电力法框架下制定，涉及那些已在退煤计划中预定关闭的煤电厂。这些已退役的煤电厂在特定的极端情况下可被临时重新启用，最长可持续四年，之后便会进入永久退役阶段。仅当所有市场措施及电网备用和容量备用均未能奏效时，才可以启动“煤电备用”机制。这些煤电厂也不允许参与市场交易。
这些电厂必须能在输电网运营商的要求下，在10至11天内启动。启动后，它们需在24小时内达到最低发电水平，并在37小时内实现全额发电。尽管发电运营商会获得一定的补偿，但他们需要自行承担最终的停运成本。至今，尚未出现过需要启用这些退役煤电厂的情况。
目前，“煤电备用”由8个发电机组组成，总计有2.7吉瓦的容量，占德国褐煤发电总容量的大约13%。褐煤发电在德国电力行业的二氧化碳排放占比约为50%，但仅提供了24%的电力。褐煤电厂的逐步退出预计每年将减少约1250万吨的二氧化碳排放。若无法达成减排目标，运营商则必须提出额外的减排措施。
德国政府认为，其采用的纯电量市场能在发电能力不足时提供刺激性的价格信号，从而激励投资者进行超出补贴计划之外的投资。然而，德国现货市场的设计重点在于促进可再生能源的发展，而并未特别考虑激励那些提供可靠备用能力的投资。尽管理论上这种市场投资引导机制可以承担部分容量市场的责任，但其实际效果和完成程度存在不确定性。鉴于电厂建设周期长，价格信号的传导可能需要数年时间，还是需要补充容量备用。
事实上，电力市场本质上是一个贯穿时间的连续流程，涵盖了期货市场、日前市场、日内市场、实时市场、调频市场以及容量市场/容量备用等多个关键环节。在这一过程中，维持供需平衡始终是核心任务。同时，这些不同市场环节之间存在着相互依赖和相互作用的关系。例如，期货市场与现货市场的价格往往是互为参照的。因此，从长远来看，除非面临能源危机等特殊情况，这两个市场的价格通常会逐渐趋于一致。调频市场的角色不仅限于提供备用功率，还包括对可靠备用功率进行预测，也就是说，它需要具备一定的预测能力。如果早期阶段的平衡工作处理得当，那么后期的平衡任务便会相对更加简单，并且更加经济高效。此外，现货市场平衡机制的完善也使其能够在一定程度上替代调频市场的部分功能。类似地，容量备用机制也可能在一定程度上取代容量市场的某些功能，这种取代的具体程度需要进行预测。
另外，德国一直在讨论，对永久性退役的煤电备用是否需要建同等数量的燃气电厂。按照德国的传统理念，备用功率与年度最大负荷应保持1:1的比例，并且所有备用功率都应来源于本国。然而，随着德国逐步淘汰核电和煤电，传统电厂的可靠备用容量在不断地下降，预计到2045年前德国将失去大多数传统的可靠备用功率。这对于实现高比例的可再生能源供电构成了巨大的挑战。虽然德国目前主要依赖传统电厂提供可靠备用功率，但面向未来，寻求其他替代能源方案以满足不断增长的能源需求将很有必要。
图3：可靠备用功率越来越少（来源：德国退煤委员会2017报告）
在传统电力系统中，年度最大负荷需由可靠备用功率来确保。然而，在高比例可再生能源的电力系统中，可再生能源发电类似于一种“基础负荷”或“基础发电”。从总负荷中扣除这一部分，剩下的即为最大剩余负荷（如图4所示），这部分负荷需要依赖可调节和可控的电源来保障。
图4：最大负荷和最大剩余负荷
随着可再生能源比例的逐步提升，剩余负荷曲线正逐渐下降（如图5所示），因此所需的可靠备用功率也在持续减少。预计到2030年，年度最大剩余负荷将进一步降低，相应的容量备用成本也将持续下降。
图5：2030年德国竞价区域的模式化需求
自2000年起致力于可再生能源发展以来，德国至今尚未启动过容量备用或“煤电备用”机制，因此节约了大量资金。这也表明，引入容量市场并非与高比例可再生能源消纳紧密相关，特别是在可再生能源发展的中期阶段和现货市场尚未完善之前。此外，正是由于这个原因，欧盟对德国政府对煤电企业的补贴持有一定的保留态度。但德国政府坚持认为，容量储备在确保供电安全方面扮演着必要角色，例如在应对电网可能出现多次故障的情况。
基于这些考虑，德国选择不实行容量市场，而是采用容量备用机制。相较于容量市场，容量备用机制成本更低，这主要是因为现货市场已经承担了容量市场的一部分职能，因此只需部分传统发电厂的参与。该机制还为一些已退役或部分退役的煤电厂提供了再利用的机会。由于容量备用机制受到监管，参与其中的传统电厂不得参与现货市场，也避免了双重定价系统可能引起的价格信号混淆。尤其是，最大剩余负荷概念的出现为进一步减少容量备用提供了理论根据。此外，可以合理推测，德国政府通过实施容量备用机制节省了原本用于容量市场的资金，把这些资金用于支持一系列退煤措施，如职业转换培训、提前退休计划和退煤补贴等。目前，德国的传统发电设施，包括已退役的煤电厂，仍能有效满足电力需求。展望未来，随着更多传统电厂逐步永久退出运营，剩余曲线进一步下降，预计容量备用的成本将进一步减少。
综合分析：欧洲容量机制的多样性与其特定国情的关系
观察欧洲各国在应对能源转型过程中的策略，我们可以看到，各国根据不同的国情制定了各种容量机制。例如，意大利依赖燃气发电，法国主要依靠核能，而德国则是以褐煤为主，天然气需要进口。这种背景下，欧洲各国采取了多样化的容量机制，主要可分为两大类：一是更加精准、针对性强的容量备用机制；二是广泛应用且众所周知的容量市场。在实际操作中，容量市场往往成本较高。在德国的例子中，尤其值得关注的是其容量备用机制，特别是“煤电备用”策略。这种策略不仅确保了电网的安全和稳定性，而且有效地降低了相关成本。随着可再生能源的持续增长和煤电的逐步退出，德国所采取的这一策略显示出其优点，但由于较激进的退煤政策，到2030年德国仍有4吉瓦容量备用还没得到落实。因此，德国政府可能会进一步加强大电网与欧洲电网的联系，借鉴欧洲其他国家的措施或达成一些共识。例如，如果容量备用增长过快，可能需要为一个更高效、符合欧盟法律的容量机制做准备，同时需要考虑到实施所需的长时间期限。尤其是，在欧洲共同调频方面已经取得了很好的经验。
对中国的启示和可能的借鉴
在中国，煤电容量市场的引入已激发了广泛的讨论。本文深入分析德国在能源转型方面的经验，旨在为这些讨论提供有益的参考，特别是在最大剩余负荷的新理念、市场与监管关系的处理，以及发电厂灵活性改造的资金筹措方面。
首先，德国的经验表明，在能源转型的过程中，除了系统性的优化，更重要的是打破传统思维的束缚，比如引入最大剩余负荷的新理念。能源转型同时也是一个再电气化的过程，涵盖了以电力替代传统能源的供热转型和以电动车推动的交通转型。预计在能源转型完成之前，可再生能源的安装功率将提升超过四倍，发电量也将增加约三倍。按照传统观点，为了匹配这种增长，可靠备用功率应相应增加至四倍，但这在实践中是不可行的，因为相关的容量备用成本将变得高昂而不可承担。事实上，这种增加也并非必要，因为未来大多数新增负荷，如热泵和电动车，都属于可控的灵活性负荷。最大剩余负荷的新理念意味着可以进一步大幅减少容量备用的成本，这将成为能源转型的一个核心概念。
其次，值得关注的是，在德国，老旧煤电机组的灵活性改造资金主要来自现货市场，包括平衡机制和调频市场，而非单纯依靠“煤电容量备用”。这种机制通过降低平衡和调频成本，并与现货市场相结合，共同承担电力系统稳定和安全的费用，从而形成了一个促进可持续发展的良性循环模式。超过二十年的实践证明，这种模式不仅有效地提高了煤电机组的灵活性和市场适应性，而且保持了电力系统的长期稳定性，没有产生任何负面影响，成功地降低了能源转型的成本。特别要指出的是，德国基于平衡基团的市场平衡机制的成功，主要依赖于煤电厂的灵活性改造和其在市场平衡中所起的作用。相比之下，作为可控的分布式可再生能源、生物质发电装置数量不多，贡献远小于煤电厂。
最后，妥善处理市场与监管之间的关系同样至关重要。德国实施的容量备用机制实际上是一种监管措施，因为所需的容量备用数量较少，它还允许现货市场的价格信号保持清晰。通常情况下，建立市场的前提条件是存在大量可调动的灵活性资源，且供应大于需求，使市场活跃，从而使得市场运作的成本低于监管成本。
