应对越来越高比例的新能源消纳和越来越严峻的电力安全保障，欧洲经验是否值得我们借鉴？
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文 | 汤雨 赵荣美 王进
全球能源转型，新能源特别是风电和光伏，将承担历史大任。在“双碳”目标刺激下，全球新能源发展高歌猛进，但在中国已面临一系列刚性约束（见电力大战⑨：新能突飞猛进，未来天空无限？）。
新能源发展全民动员，各地跑马圈地，大批项目在火热中开发建设，若干年后会不会出现批量的“烂尾晒太阳项目”，并拖累一些巨头企业？
如果新能源发展的刚性约束能有效突破，新能源产业的可持续发展才有保证，“烂尾”现象或不会出现。
在当前能源安全形势极其严峻的欧洲，俄罗斯天然气供应中断，冬季供暖难度激增，能源及电力价格暴涨，风电及光伏渗透率在中国两倍以上的基础上加速提升，不仅没有出现规模化的“弃风弃光”，也没有随意的“拉闸限电”。不久前，欧洲还通过法令并宣布，到2030年，可再生能源电力将占终端能源45%，风电光伏投资一路狂奔。
应对越来越高比例的新能源消纳和越来越严峻的电力安全保障，欧洲底气何在？其经验是否值得我们借鉴？
对能源转型、可再生能源及零碳目标，欧盟各国形成了比较一致的共识，而这样的共识已通过立法固定下来。
经过不断更新和修订，2019年，欧盟通过了《清洁能源法案》（即Clean Energy Package，简称CEP ），其中包含八个经过立法流程的法律或法令，以及一系列非立法性的倡议和措施，这是欧洲能源转型的基本法。
八个法律包括以下：
（一）《建筑物能效法》（Energy Performance of Buildings Directive，EU2018/844）。在欧洲，建筑物消耗能源占比达40%，碳排放占比达36%，所以提高建筑物能效非常重要。《建筑物能效法》对2010年版进行了大量更新和补充，特别概括了建筑行业节能提效及应对挑战的相关措施和办法。
（二）《可再生能源法》（Renewable Energy Directive，2018/2001/EU）。为追求可再生能源全球领先，欧盟制定了雄心勃勃的强制性目标，于 2018年12月正式实施。
（三）《能源效率法》（Directive on Energy Efficiency 2018/2002/EU）。能源效率是基本法的关键目标，其中，节能既能降低碳排放，又帮助用户省钱，而且最容易实现。《能源效率法》设定了强制性目标，到2030年能效提高至少32.5%，并于2018年12月起实施。
（四）《能源与气候行动监管法》（Regulation on the Governance of the Energy Union and Climate Action 2018/1999/EU）。这一法律从2018年12月开始实施，力求从根本上推动欧洲能源体系转型，建立一个高效能源体系和监管体制。为此，要求欧盟各国制定2021-2030年十年期的《国家能源与气候计划》（National Energy and Climate Plans，即NECP）。各国NECP规划了在能源体系五个维度（5 Dimensions）应该实现的目标，以及到2050年的远景目标。
这里五个维度包括：
一是安全、团结与信任（Security, solidarity and trust）。由于欧洲能源资源相对分散，需要各国合作与团结确保能源安全；
二是一体化的能源市场（A fully integrated internal energy market）。允许各类能源能够通过合适的基础设施自由输送，而不受任何技术、规则与体制限制；
三是能源效率（Energy efficiency）。提高能源效率将有助于降低能源进口的依赖度、减少排放、增加就业机会并促进经济增长；
四是气候行动与经济低碳化（Climate action, decarbonizing the economy）。欧盟希望尽快推动《巴黎气候协定》并保持在可再生能源行业的领导力；
五是研究、创新与竞争力（Research, innovation and competitiveness）。大力支持低碳与清洁能源技术突破，优先支持研发与创新以推动能源转型及提升产业竞争力。
（五）《电力市场设计法案》（Electricity market design）。包括四个法令，其中两个关于电力的新法令、一个关于风险准备的法令以及一个增强ACER（Agency for the Cooperation of Energy Regulators，即能源监管合作组织）监管职能的法令。这四个法令旨在建立一个现代化的欧盟电力市场机制，以适应新形势下的工商业需求、更灵活、市场导向、以及更高比例的新能源并网消纳。
以上八条法律或法令的立法过程，都经历了同样的流程：由欧洲委员会提议，到欧盟内部机构之间讨论沟通与协商，形成政治上的协议后，得到欧洲议会同意，最后经过欧盟最高权力机构即欧洲理事会的批准，正式颁布并实施。
非立法性的倡议及措施包括：
煤炭地区转型（coal regions in transition）倡议；
清洁能源支持欧洲各岛屿（clean energy for EU islands）倡议;
识别并支持欧洲脆弱群体用能（energy poverty）措施等。
基本法案不仅确定了能源转型目标、路径、时间节点，而且设计了转型、效率及市场机制中的各种规范，不存在个别国家或企业集团有法不依、违法不追、不查或不罚的法律土壤，将电力市场中“店大欺客、客大欺店”的现象消弭于萌芽。
为配合CEP，欧洲互联电网（即ENTSO-E）在电力管制、风险预防、区域协调中心、泛欧资源评估及网络代码等方面更新了相关规范并在TSO体系内贯彻。
欧洲配网组织（The EU DOS Entity），虽然根据欧洲电力监管法规（Electricity Regulation），2019年才开始筹备，2022年正式开始运作，现有906家会员，也在提升输电网系统（TSO）与配电网系统（DSO）的合作与协调、提高运行效率、促进可再生能源、分布式能源及储能与配网系统融合、推动配网范围内电力市场并提高需求侧灵活性、推进配网系统的数字化升级，包括智能系统、智能电表、数据管理、网络安全及数据保护等方面做出明确规范，以支持CEP在配网体系贯彻实施。
欧洲能源转型的基本法即CEP实施过程中，欧盟各国是如何配合的？以欧盟国家中的表率德国为例。
德国将碳中和目标提前到2045年，可再生能源发展需要更激进的政策支持。2020年，德国可再生能源占发电量占50.9%（248.82TWh），其中，风光发电量达37.2%（183.27TWh）。2045年可再生能源发电量计划增至 899TWh，占比近80%，其中风光将占主导地位。
在配合欧盟CEP，并支撑德国能源转型的过程中，德国三大法律起了基础作用。
一是《可再生能源法》。从2000年颁布到现在，几乎每三年修订一次，旨在引导可再生能源健康发展，快速提升可再生能源比例。
二是《能源经济法》。1998年，德国启动了电力市场化改革，推动电力市场自由化，修订《能源产业法修订案》，将垂直一体化电力系统中的发电、输电、配电和售电严格拆分，让TSO、DSO独立出来，为电力市场参与者提供了公平的竞争环境。
三是《温室气体排放交易法》。2004年7月正式颁布，增加了燃煤电厂发电成本。
考虑绝大多数的可再生能源都直接接入配电网即DSO，因此德国对配电网的扩建、升级改造要求很高，相应的投资主要集中在配电系统。为推动分布式自平衡为主的电力系统，德国又修订了《加速电网扩建法》、《联邦需求规划法》和《电网扩建法》等法令，为德国电网特别是配网的加速建设、技术升级及协调发展夯实基础。
特别需要注意的是，《电网加速扩建法》经修订，2021年10月1日正式生效，规定100千瓦以上规模的电厂和所有DSO均有义务参与再调度，使得参与再调度的整体容量有了大幅提升，有助于实现电力市场平衡并增加电力系统的安全性。
在欧洲能源转型的整体法律框架及各国全力配合下，欧洲各国在提高能效、发展可再生能源、建设能源一体化市场体系、鼓励技术创新、增强经济竞争力、增加相互合作及保障能源安全等方面“八仙过海各显神通”，发挥各自优势和特长，进行了各种模式创新。
以德国为例，电网平衡结算单元（下称平衡基团）与虚拟电厂孪生模式，是其电力市场的基础，并在一些开放型的电力市场国家广泛应用，包括英国和美国等。
平衡基团系统包括平衡单元和平衡单元管理人（或责任方），平衡单元管理人协调市场参与者，包括电力生产者、电力供应商、TSO和DSO等，力求电力在平衡单元内实现自平衡。
德国电网接入法令对平衡基团进行了规定。一个调度区域大约有100至200个平衡基团。原则上，每个电力用户唯一地分配给与其电力供应商对应的平衡基团，如果电力用户更换其电力供应商，其所属的平衡基团将随之更换。
一个电力供应商可以从属于多个平衡基团，或者作为平衡基团管理人管理多个平衡基团。一般而言，规模较大的电力供应商都会在每个调度区域加入或管理一个平衡基团，这样在每个调度区域都有供电资格并参与售电竞争。
平衡基团管理人可以是电力供应商、电力生产商、大型用电户或其他市场参与者，必须是电力交易所会员，并与TSO签订合约。
平衡基团管理人需要准确地弥补在其平衡基团随时出现的发电和负荷之间的偏差，这就需要管理人精准地预测平衡单元内所有用户负荷及其变化，并在电力交易所通过各种电力交易来满足这些负荷及其变化。电力生产者，作为电力卖方，需要履行其发电及交易义务，将足额的电力按时送到电网中；而TSO则需承担弥补平衡基团中发电量和用电量之间实际偏差的输送及调度责任。
德国四大TSO中约有2700多个平衡基团，德国电力市场以平衡基团为基础，平衡基团管理人确保平衡单元内发电量、外购电量与用电量相匹配，因此，平衡基团首先追求在单元内实现供求平衡，偏差优先在调度区内解决；如果调度区内还不能实现，就进行跨区平衡，再到欧洲电网体系内进行平衡。
2700多个平衡基团如何各自维持并实现单元内电力供求平衡？虚拟电力（VPP）则提供了迄今为止最适合的解决方案。
虚拟电厂聚合分布式能源并集中调度，为电网和电力市场提供灵活性服务，大大提升电力系统灵活性。
单独分散的中小型电力资源，虽然具有灵活性的潜力，但由于规模不大、分布分散、发电波动性大，难以直接提供系统服务，而虚拟电厂通过电力聚合商，将独立的分布式电源组合起来，通过先进的信息技术系统，准确地预测、监控和优化来调度系统内的各种发电、储能、放电及灵活用能以满足单元内的电力需求，实现电力动态平衡。分布式电源通过电力聚合商参与电力市场交易，并提供灵活性服务。
据估计，德国现有电力聚合及灵活性市场规模约为75GW，到2030 年将翻倍。
这里，聚合的分布式电源以中小型为主，大致包括：
（一）分布式发电机组，如热电联产机组、沼气电厂、水电、风电和光伏等可调度电源；
（二）需求侧响应，即来自电力用户需求侧的灵活响应；
（三）已经接入了DSO或与电力用户相联的各类储能，如电池、飞轮等。
如何运营虚拟电厂？
一是独立电力聚合商运营模式。例如，2009年设立的Next Kraftwerke（NEXT），是欧洲规模最大的虚拟电厂之一，聚合了超过1万台各类发电机组，联网容量超过9000MW。NEXT通过其功能齐全的控制系统与智能算法，利用发电厂运行、天气、市场价格、电网运营等大数据，与各电源、TSO、DSO、电力用户、电力交易所等参与方无缝联结，并实时交互数据和信息，让风电与光伏等发电和电力用户更加灵活，参与方对价格信号响应更快，在促进市场平衡的过程中，实现参与方利益最优化。
二是中大型发电企业运营模式。发电企业可以将其发电资源、负荷用户及发电机组聚合到虚拟电厂当中。例如，德国有五家主要的能源电力公司及约900家由市政所有的市级电力公司，他们拥有自己的发电资源。
在虚拟电厂运营中，可按最优化安排并出售其发电量及灵活性；优化利用其所有发电机组、用户的工业负荷、水泵、热电联产和储能设施，通过大数据及信息化手段，远程管理发电及其他能源资源，最大化其利益并参与平衡服务。
在需求侧负荷方面，虚拟电厂可将生产绿氢的电解水工厂纳入其调控，鼓励电解水工厂利用富余的可再生能源生产绿氢，通过快速调节绿氢产能提供灵活性，绿氢支持高耗能生产过程脱碳，并提供季节性平衡和市场平衡服务，增加额外收入。
虚拟电厂还可侧重家庭的灵活性，为家庭安装智能电表，鼓励家庭在可再生能源发电较多的时段用电，有助于调节需求响应，调整负荷，实现削峰填谷，改善平衡基团以及局部电网平衡状况。
三是分布式发电商运营模式。分布式电源发电企业，可以将其发电资源聚合进入虚拟电厂。分布式能源在灵活性方面具有一定的潜力，家庭电池储能设施、热泵、电动汽车等分布式能源供应商通过聚合其客户及平衡基团内的分布式能源资源，推出虚拟电厂服务。
例如，作为一家家用电池供应商，Sonnen集合其风电、光伏及储能等客户组建会员制，通过区块链技术与智慧化软件实现智能联结，形成虚拟能源池，会员富余的电力可输送到虚拟的能源池，能源池随时输出电力满足平衡需求。按照规则与合同，会员既可获得一定量的免费电量，还可获得一定的收入。另外，热泵在德国也变成灵活性资源，可以参与虚拟电厂，预计将快速增长。
平衡单元的电力动态平衡对虚拟电厂的依赖性越来越高，而虚拟电厂在平衡基团运营中大有作为，最显“用武之地”。当前，很多虚拟电厂运营商和平衡基团之间是合作关系，不少平衡基团管理人也运营虚拟电厂。
在德国，虚拟电厂大有可为，也大有作为，但虚拟电厂的生存和发展需要合适的经营环境。
（一）法律制度环境
在传统垂直一体化供电体系中，虚拟电厂大都只是概念，难以实质性落地。在《电力大战⑤：欧洲分拆制度，“三公”市场之核心？》中，我们介绍了欧盟《第三组能源法案》，其核心和基础就是分拆（unbundling）制度。
根据《第三组能源法案》，德国修订了《能源经济法》，将TSO和DSO独立于发电、交易和供应等其他电力市场主体，规模较小DSO须为发售电设立完全独立账户。法律的强制效应使得德国大部分电力可以在电力批发市场进行公平、公正和公开交易，平等竞争的市场环境对新参与者（如以各种模式运营的虚拟电厂）的生存和发展至关重要。
德国《可再生能源法》推出了可再生能源在电力市场直接销售与固定上网电价并存的可选替代方案，也就是说，可再生能源可以在批发市场直接售电，以获取可能的市场溢价。之后的修正案直接规定，所有100kW以上的新增可再生能源都必须直接进入市场销售，并增加沼气发电，均能享有容量灵活性补贴。
《可再生能源法》的修订鼓励了100kW以上的大中型规模的可再生能源接入虚拟电厂，大大增加了虚拟电厂的容量规模，增强了虚拟电厂平衡服务能力，虚拟电厂在维护电力市场平衡中发挥越来越关键的作用。归因于直接销售以及灵活性补贴条款，参与虚拟电厂的各类能源，特别是可再生能源，可以实现更多的收益。
另外，相关的法令法规也要求TSO及DSO在采购辅助服务时，对虚拟电厂及需求侧响应的电力聚合商不得有任何歧视，为虚拟电厂发展提供了更大的自由和空间。另外，虚拟电厂或电力聚合商可以将来自多个平衡基团的发电资源和灵活性捆绑在一起，活跃于电力批发和电力平衡市场，既降低交易成本，又扩大聚合规模，并提高盈利水平。
（二）电力市场机制
电力市场的首要目标是安全、经济、动态地保证发电与负荷之间的平衡。
电力交易产品体系：电力交易所主要有期货、日前现货和日间现货三个电力产品。
期货交易可以延长到实际交割前二三年，主要用于对冲电价波动太大的风险。短期交易占据电力交易量的绝大部分，主要在欧洲电力交易所（EPEX）现货市场进行。短期交易包括日前市场和日间市场，日前市场要求在中午12:00前对次日给定的某一小时电量进行报价，一旦出价交易成功，发电商就应启动发电，并在当日14:30前将发电计划提交给对应的TSO。
日前市场导致的偏差可通过日间市场进行弥补。当前，15分钟前的出价和1小时前的出价可以交易到交割前5分钟。日间交易通过连续报价模式，交易系统自动匹配买家和卖家，完成交易。
德国日间交易模式于2018年在欧洲范围推广，成就了欧洲跨境日间交易（XBID）模式和一套统一的欧洲跨区域日间市场体系。随着欧洲各国可再生能源发电比例不断增加，日间市场越显重要，大大有助于平衡基团管理人（或责任方）更好地应对负荷变化和可再生能源发电量预测偏差。
虚拟电厂主要活跃在日前和日间市场。日间市场交割期短，偏好短时间内能迅速反应的灵活性电源，而虚拟电厂的灵活性电源恰好符合日间市场的偏好。除了满足日间市场需求外，虚拟电厂还可以为TSO提供电力平衡服务，以解决电力系统可能的即时失衡及其导致的频率偏差。
电力平衡市场：德国于2010年起就建立了统一的电力平衡市场，由众多的平衡服务提供商为TSO提供灵活性服务。
电力系统频率的稳定可以通过频率三次控制备用保证。一次控制备用通过频率控制；二次控制备用通过自动和手动激活的频率恢复；三次控制备用通过手动控制，启动时间稍长，以补充二次控制备用。三类控制备用的激活时间从30秒到15分钟不等。
一次备用的最低投标单位为1 MW，且对称投标，在正负两个方向上提供相同的容量。一次控制备用的供应商只获得容量价格的收益，而二次和三次控制备用对正负备用分别询价，最低投标单位分别为5MW，并通过容量价格和平衡价格获得收益，平衡能量的成本将转嫁给引起启动备用的平衡基团管理人（或责任方）。
在德国，每个发电厂和电力用户都会被分配到相应的平衡单元，由平衡基团管理人保证平衡单元内的总发电量及外购电量与用电量之间的动态平衡。每个管理人须以15分钟为单位，准确预测单元内第二天的电力供求，并向相应的TSO提交各自的平衡计划。TSO则根据各管理人的报告，负责调度区内电力供应和负荷之间的平衡，并每15分钟为每个平衡单元进行一次清算。
TSO实时监控每个平衡单元预测与实际情况之间的偏差，并购买平衡市场上的平衡服务解决各单元的实际偏差，费用即平衡电量耗费的成本，由各管理人承担。为降低这一费用，管理人可在日间市场购电或售电以减少偏差。
由于市场的高度透明，发电企业将根据发电成本和预期价格，以成本最优的组合确定其发电计划。电力市场将根据电力市场竞价上网优先顺序，即按机组的发电边际成本优先排序进行交易，而风电及光伏等发电的边际成本最低，总能够在市场上优先出清。
电力市场交易的大数据将实时同步到TSO，并由TSO进行调度。电力交易后各平衡单元的实际供求差异，由TSO购买平衡服务来解决。如果电网发生阻塞，TSO可进行再调度，调整各类发电机组的发电量。
另外，为激励各行各业提供灵活性，德国于2013年通过《可中断负荷协议条例》，并进一步修订，允许TSO对可中断负荷进行招标。可中断负荷既可以参与电力平衡市场，还可以参与TSO招标，从接入高压高载能工业负荷到接入6-60kV 中压电网分布式能源以及聚合的小负荷都可参与投标。
综上，法律制度环境与电力市场机制促进了德国虚拟电厂的蓬勃发展。
虚拟电厂保障了高可再生能源比例电力系统的安全。一方面，虚拟电厂通过聚合各类分布式能源，根据电价波动调节电力供应和需求，在平衡市场为TSO提供平衡服务，大大提升了电力系统的灵活性，并支持可再生能源提供灵活性服务，有助于解决再调度及电网阻塞问题。另一方面，随着可再生能源并网比例逐步提高，以小规模电源为主聚合的虚拟电厂也已启动，可以显著优化中低压电网的电力平衡。
虚拟电厂在提升可再生能源消纳空间的同时，还降低了电力基础设施投入成本。虚拟电厂为可再生能源在电力市场直接销售打下坚实基础，并通过提供灵活性服务，促进可再生能源更大规模更大比例的并网消纳。同时，虚拟电厂的灵活性服务可以大大降低电力系统基础设施投资，减少传统发电机组的投入，避免由于用电峰值增加导致的电网扩容。而且，虚拟电厂还为分布式能源投资人稳定投资回报预期，增加额外收入。
当然，德国虚拟电厂模式还在进一步完善中，包括研究探讨是否建立更加灵活的市场机制，以容纳更多的可再生能源、电动汽车电池和热泵等小规模能源参与；是否创建独立交易平台，容纳更小区域范围的灵活性市场，并融合小规模能源和DSO为虚拟电厂运营商提供更多的发展机会，允许小规模能源进行投标，给提供灵活性的小型用户降低资费，免除家用储能提供灵活性的税费和过网费等。
截至2021年底，中国可再生能源装机规模已突破11亿千瓦，新能源发电量首次超过1万亿千瓦时，水电、风电、光伏、生物质发电装机均居世界第一，但风光发电量占比还不到10%。
若干年前，中国一些电力专家认为可再生能源占比超过10%，电网系统很大可能会崩溃。如今，德国可再生能源占发电量占比达50.9%，风光发电量占比达37.2%，随着虚拟电厂模式的进一步改善，对德国电网未来融入60%以上的风光发电有期待、亦有信心。
当前，中国以整县开发为主题的分布式光伏如火如荼，可再生能源大基地建设风起云涌，各种模式的新能源项目遍地开花，未来将迎来高增长大比例的风光发电并网。
实际上，风光发电的不确定性，曾一度导致中国“弃风弃光”现象严重。考虑风光实际建成的装机规模、并网比例、并网后的实际消纳电量等数据，历年来中国“弃风弃光”的实际比例恐怕比公布的数据要高，且风光发电并网导致的系统干扰和网络可控性等问题，也曾引起风电场脱网事故。
中国特色下的中国新能源，能否像德国的新能源发展那样，一路狂奔而不至于摔跤？
首先，中国需不需要一套关于支持可再生能源快速发展的新的法律体系？如欧盟的《第三组能源法案》和《清洁能源法案》。在现有能源电力相关法律框架下，各委办部局相关部门颁发的从各自管辖权益出发的各类政策，是否有相当的制约力和有效性？
其次，中国现有的电力体制及改革的目标模式能否支撑大规模、高比例的风光接入和消纳，并保证电力供应安全、用户权益以及各市场主体的权益？
再次，中国现有并正在深化的电力市场，越过平衡基团，大谈并鼓励虚拟电厂，并同时大规模建设特高压线路和储能设施，这是否是中国电力市场和平衡市场的最佳选择？
再次，按照碳中和目标的要求，到2060年，中国非化石能源占比要达到终端用能的80%，可再生能源将成为绝对主流。坚持现有的中国特色新能源发展模式是否能有效支撑碳中和的目标？
最后，如果全面学习全球比较公认的德国经验和欧洲电力模式，能源改革的目标和路径将面临重大调整，中央企业的全国性电网资产，特别是配网资产，将不得不面临分拆、社会化投资和经营。按照“四个革命一个合作”的能源安全新战略，能源体制将不应是修修补补式的补充与完善，而是彻彻底底的体制机制革命。如果双碳目标、能源安全和新能源发展构成革命的源动力，那么，这样的革命谁来推动？如何推动？
（本文经作者授权发布，仅代表作者观点。作者单位为国合洲际能源咨询院。该机构专注于石油、天然气、煤炭、电力、可再生能源及气候变化等相关领域的深度研究、评估和咨询。）
