退煤又弃核，德国面临缺电风险
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南方能源观察
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秦炎 Refinitiv路孚特首席电力与碳分析师、牛津能源研究所研究员
作为欧洲能源转型的模范生，德国大力发展新能源，并决定于2038年完全退出煤电。2021年1月德国退煤正式拉开帷幕，通过拍卖决定了装机容量6.3GW的煤电机组关停，其中包括建成只有6年的两家电厂。然而，由于寒潮以及风电出力低，德国第一季度的现货电价几度飙升过百欧元，月均电价涨至四年来最高。电力供应紧张也使得原本关停的煤电机组临时启动，第一季度的煤炭发电量比2020年同期增加近30%。
随着煤电装机的减少和2022年完全弃核，德国不光将从电力净出口国转为进口国，还很可能面临电力供应缺口，最高可达5GW。近期德国联邦审计署指责经济部的规划不当，使能源转型陷入困境，面临电价上涨失控和电力短缺的威胁。
欧洲碳价持续高位，将继续挤压煤电利润空间，可能推动德国在2030年提前实现退煤。与此同时，要提高电力系统的可靠性，加快储能等发展，还是增加气电或重启容量机制，需要详细规划。2020年冬天中国多省缺电，加上2021年初美国得州电力危机，低碳转型的同时如何保证电力可靠供应，是各国电力系统共同面对的挑战。
退煤拉开帷幕，两家电厂仅运营6年
德国联邦政府在2018年成立了“增长、结构变化和就业委员会”，也称“煤炭委员会”，制定逐步淘汰煤炭发电的战略，实现其气候减排目标。2019年1月委员会发布了退煤路线图，决定逐步关闭煤电厂，在2022年将装机容量从约40GW减少为30GW，在2030年降为17GW，最后在2038年全部退出。其中，褐煤(Brown Coal)电厂的关闭主要是通过和电力集团谈判协商补贴金额来实现，因为牵涉到褐煤煤矿工人的补偿安置。而硬煤(Hard Coal)电厂则主要通过公开拍卖招标，2027年之后不再提供“关停补贴”，根据建成年份逐步关停。
2020年9月份，德国联邦网络管理局(BNetzA)举办了第一批硬煤电厂退役的公开拍卖，一共招标4GW。而12月初公布的结果显示出投标竞争激烈，有4.8GW煤电机组中标，平均补偿金额为6.6万欧元/兆瓦，远低于拍卖最高限价16.5万欧元。这些机组于2021年1月份退出电力市场。德国输电系统运营商在进一步评估了这些机组对电网的必要程度后，保留了北威州的三个机组，暂时将其纳入备用，以在紧急情况下保障电力供给，并将在6月底作出最终的关停安排。
此后，联邦网络管理局又开始了第二轮硬煤电厂关闭拍卖，总容量约为1.5GW，最高出价为15500欧元MW，并允许南部的电厂参与。3月底公布的拍卖结果显示三个煤电机组中标，将于2021年年底关闭。同时也宣布了其他煤电厂的关停时间表的草案，之后再根据每一次拍卖的实际结果进行调整。
图1 德国2021年1月份和12月份分别关闭的4.8GW和1.5GW煤电机组名单
来源：德国联邦网络管理局(BNetzA)
头两次硬煤电厂退煤拍卖的竞标之激烈，符合各界预期，因为拍卖的限价会逐年递减，从2020年的最高16.5万欧元，下降到2026年的8.9万欧元，此后关闭的电厂就拿不到补贴。
在关停的煤电厂名单中，有两家电厂运营仅6年时间。
建于2015年的Moorburg电厂的关闭，早有预兆。德国北部地区的可再生能源装机容量较高，也经常由于南北之间电网输电容量有限，无法在风电出力高峰期将所有电力输送到南部的负荷中心，位于北部的火电发电机组的运行时间受到可再生能源的挤压，所以Vattenfall公司旗下的这家煤电厂自运营以来就一直亏损，年平均运行时间不足2000小时。同时，因为汉堡市本来就计划在2030年完全关闭化石能源热电厂，所以Moorburg电厂在2019年申请的接入市区热力系统也未被批准。此外，环保组织多次反对修建该煤电厂，尤其因为其对河流的污染。Westfalen煤电厂的情况也大致类似。
在日前市场，发电机组按照边际成本报价，对于煤电来说，即燃料价格加碳价，电力集团加速转型，努力减少高碳资产，运营年限短的煤电厂由于煤耗低，效率高，边际成本较低，在日前市场更容易中标，可以帮助企业提前锁定退煤补贴，因此预计在以后的拍卖中会出现更多类似情况，即较新的机组去竞标退煤拍卖。
然而，这些较新的煤电厂因为边际成本低，在日前电力市场的优先次序曲线中占有优势，如下图2所示，所以Moorburg和Westfalen这样的煤电厂关停退出电力市场，意味着需要其他相对较旧和边际成本较高的机组来填补这个缺口，因此推高现货出清电价。
图2 2020年12月29日德国日前电力市场机组优先次序曲线
来源：路孚特电力研究
电价第一季度处于高位，部分源于退煤
从德国第一季度市场电价的走势来看，退煤在一定程度上抬高了电价。2021年年初，西欧多数国家遭遇寒潮，叠加风电出力较低，现货电价飙升突破100欧元/MWh。虽然这些极高的峰值电价持续的时间最多几个小时或者一天，但是还是造成了第一季度德国的市场电价处于高位，平均在50欧元的水平，为四年来最高。
图3 2018年至2021年德国日前电价月均值(欧元/MWh)
来源：欧洲能源交易所
一方面，第一季度西欧电价整体偏高，也是因为煤炭天然气和碳配额价格上升，推高发电成本。另一方面，4.8GW煤电机组的关停，减少了可用装机容量，进一步推高了峰值电价。
北欧电力分析机构EnergyQuantified估算，年初关停4.8GW煤电，使得德国日前电价峰值上涨约10欧元/MWh。图4显示了2020年第1至53周德国煤电机组运行容量的变化，蓝色线为全部机组，黑色线则为2021年关闭的第一批4.8GW煤电机组。可以看出，在2020年的高峰时段，这些机组最高供应了4GW的电力，一半时段有2GW在运行，只有第二三季度的运行容量较低。也就是说，2021年初寒潮推高德国用电负荷的时段，这些被关闭的煤电机组原本可以提供2-4GW的电力，但是现在只能由成本更高的机组来填补缺口，所以使得峰值电价更高。
图4 2020年德国煤电机组每周运行容量(MW)
来源：德国电网，EnergyQuantified
电力可用容量因退煤和弃核锐减
德国继续推进关闭煤电，同时又要在2022年底实现弃核，关停现有的8GW核电机组，这都会减少可用容量，到2023年累计降低17GW。这一趋势之下，不仅德国将从电力净出口国，转变为电力净进口国，尤其是增加对法国核电的依赖，在极端条件下，比如类似于年初的寒潮叠加低风电的时段，德国的电力供应还会更加紧张。北威州的Heyden电厂，原本已经在1月初关停进入备用，又六次被启动来应付短时飙升的用电负荷。
图5 2020至2030年德国煤电和核电机组容量变化(GW)
来源：德国联邦网络管理局(BNetzA)
德国将面临的供电紧张局面，在近期初现端倪。3月22日至28日的这一周，德国的发电结构对比十分鲜明。最初几天，风电出力非常低，不到10GW。用电负荷高于本国发电容量，最大缺口达15GW，需要依赖进口。而到周末时段，风电回升，出力超过了30GW，德国在高峰时段出口富裕电力给邻国。
然而，到2023年时，核电和煤电容量比下图减少17GW，如果在冬季再遇上类似的低风电时段，那么德国就要面临较大的供电缺口，虽然大部分可以通过跨国输电来满足，尤其是德国和挪威之间新修建的1.4GW海底输电缆刚刚运营，气电和储能以及需求侧相应等也会在近两年继续发展，但是仍有较大概率电力供应不足。业界专家认为，尖峰负荷缺口最高可达5GW。
图6 2021年3月22日至28日每小时德国发电电源结构(GW)
来源：欧洲能源交易所，德国电网
退煤或在2030年提前实现
如何保障电力供应
尽管德国制定的退煤期限为2038年，业界目前认为，因为气候目标以及大力发展可再生能源的政策导向，煤电的生存空间非常有限。欧洲碳配额价格已经突破40欧元每吨而且预期继续上涨，这将大幅挤压煤电的利润空间，所以退煤也许在2030年就可以提前实现。
在2021年修订的可再生能源法案中，德国制定目标，2030年光伏装机要达到100GW，海上风电和岸上风电分别达到20GW和71GW。德国联邦网络管理局在年初发布的2035电网规划草稿中，预期煤电完全退出，风电和光伏装机量继续增长，同时也规划了一定的储能和氢能。
图7 德国电力装机结构展望(GW)
来源：德国联邦网络管理局(BNetzA)，可再生能源法案2021年版
然而，可再生能源比例的提高会给电力系统的安全稳定带来挑战。近期德国联邦审计署发布报告，指责经济部的规划不当，使能源转型陷入困境。报告中指出，从2020年到2025年，包括电网扩建在内的电力供应额外还需要5250亿欧元的投入。而眼下德国的家庭用电价格已经比欧洲平均水平要高出43%。报告批评联邦政府没有妥善考虑退煤的后果，完全低估了电力供应安全领域“新出现的、实实在在的危险”，能源转型的管控“存在疏漏”。联邦审计署发出警告，称如果这种情况维持下去，德国将同时面临用电成本失控和电力短缺的威胁。
面对退煤和弃核对电力供应的重大考验，德国必须采取措施。2020年德国政府正式推出国家氢能战略，2030年前将电解绿氢产能提高至5GW，2040年达到10GW。联邦网络管理局在长期电网规划中预测电储能以及需求侧响应容量逐步上升，在2030年分别达到10GW和4GW，2035年进一步增加到18GW和5GW。德国储能市场近年来总体也呈上涨趋势，目前有超过30万个家庭安装了电池储能系统，总装机容量为2.3GWh。
气电的发展前景则不太明朗。联邦网络管理局预期气电装机到2035年要上升到42GW，然而实际需求或许会更高。单靠电力市场以及备用容量机制的补贴，气电厂利润率勘忧，难有发电集团肯投资大型气电项目等。或许缺电的讨论会使得德国能源主管机构重新考虑实施容量机制。同时需要政策激励，提高灵活性电源的投资回报率，推动其技术发展和大规模应用，满足日益提高的可再生能源并网需求。
参考资料
Results of the first tender for the reduction of coal-fired power generation (BNetzA)
First phase-out auction for German hard coal deemed success, modern plants go offline
German coal closures raise peak prices by nearly 10 €/MWh week 1 2021