德国光伏发展最新情况

2014年，德国已连续9年保持世界光伏发电第一大国的位置。截至2014年年底，德国光伏发电装机容量约为3820万千瓦；当年光伏发电量达到328亿千瓦时，约占全部发电量的6.3%。

光伏已成为德国装机容量最大的电源。截至2014年年底，德国光伏发电装机容量约占德国电力总装机容量的21.5%，占比最高。就可再生能源发电而言，光伏装机占比也最大，达可再生能源装机的43.5%。此外，2014年6月9日，德国光伏瞬时出力超过系统负荷50%。

德国光伏发电市场已进入平稳调整期，光伏发展增速明显放缓。德国光伏发电市场的发展大致经历了市场启动、快速发展、急剧扩张和平稳调整四个阶段（见下图）。

德国2014年8月1日出台新版《可再生能源法》，规定德国未来光伏发电的年度新增规模将限定在240~260万千瓦。2014年，德国光伏新增装机约为180万千瓦，稍低于政策目标，新增装机规模下降显著，光伏发展速度明显放缓。

带来的技术问题及解决方案

大比例光伏并网的影响已不局限于配电网，对系统安全稳定性受到关注。德国光伏接入电网主要呈现三个特点（如下），大规模分布式光伏接入不仅对配电网产生影响，也对大电网安全稳定运行产生了重要影响。

德国光伏接入电网的三个特点

1分布式光伏发电容量占比大，约占光伏总容量的80%。

2布式光伏系统在低压配电网接入，单个发电系统平均容量仅20千瓦。

3分布式光伏发电装机的地理位置集中，主要位于德国南部。

对于配电网，光伏并网引起的电压升高和设备过载问题较为突出。电压升高是光伏接入配电网带来的主要影响之一。在传统的电力输送方式下，电流的方向是单一的，从发电到用户，电压随着距离及用电水平而降低。大量分布式光伏接入电网后，尤其在脆弱或远距离的电网中，由于分布式光伏发电抵消用户负荷导致线路轻载甚至线路潮流反向，电压升高会成为一个突出问题。此外，随着分布式电源的接入水平增加，反向功率的发生更加频繁。反向功率可能比变压器或者线路的容量还高，引起变压器或线路过载。

对于大电网安全稳定运行，光伏发电的影响首先表现在系统有功平衡压力增加。光伏发电具有典型的日变化特性，大比例光伏并网将显著改变系统供电负荷曲线，增加电网运行压力。此外，光伏出力预测误差大，也将增加系统运行安全风险。

另外是系统频率安全风险增加。在没有特殊要求的情况下，分布式光伏发电设备一般没有类似常规机组的频率控制特性，电网出现扰动情况下，光伏发电设备向电网提供频率支撑的能力较弱。2011年，德国光伏的“50.2赫兹”问题是光伏对电网频率安全稳定运行影响的典型例子。

对此，德国主要给出了两个解决方案。

一是电网扩建。根据德国能源署开展的配电网扩建需求研究，2030年之前，德国需要对16.1万千米线路进行改扩建，补充安装6900万千伏安容量的变压器。从各电压等级的电网扩建需求来看，中压和低压需要改扩建的线路绝对长度最长，但是高压需要改扩建的线路比例最高，且高压线路的改扩建成本最高。根据德国能源署研究结果，德国需对高压电网进行32%的扩建，对中压电网进行15%的扩建，而低压电网只需进行5%的扩建。

二是提高系统运行灵活性。一方面，提高常规电厂运行灵活性。以德国TenneT公司控制区为例，该控制区2013年7月几乎每天午餐时间的风电和光伏发电都大于此区域的负载，且具有明显的陡升陡降特点。因此，要求常规电厂运行灵活性增加，能够非常迅速地启停机组。另一方面，加强电网互联，充分发挥大电网资源优化配置作用，调动各方资源提高电网运行灵活性。

德国国内的抽水蓄能等灵活调节电源比例较低。目前为提高系统运行灵活性，德国拟加强与北欧电力系统的互联，充分利用挪威等国的水电，促进德国的可再生能源消纳。在欧盟层面，加强电网互联，建设欧洲统一电力市场，促进区域电网融合，是欧洲电网建设的重要发展方向。

根据欧洲输电网运营商联盟2012年时制定的十年电网规划，欧盟范围内需要改扩建的线路长度为52300千米，其中约90%的改扩建需求来自促进可再生能源消纳的需要。

带来的经济问题及解决方案

随着光伏发展规模和电价补贴额度的增大，德国电力消费者的价格压力不断增加（见下图）。

可再生能源大规模发展使得电力批发市场价格大幅下跌，常规电源处于微利甚至亏损状态，未来投资意愿降低。据统计，德国峰值负荷时的电价已经由2008年的80欧元／兆瓦时降至2013年的38欧元／兆瓦时。由于德国电力市场为单一电量市场，市场电价降低对传统电源盈利能力造成较大负面影响。德国的大型发电企业一般以经营煤电、核电、天然气发电等传统电源发电项目为主。2013年，德国能源巨头RWE公司损失28亿欧元。目前，许多传统发电厂已经向德国联邦网监局申请关停。

对此，德国也给出两个解决方案。

一是调整光伏发电电价补贴机制。引入基于新增装机容量的固定上网电价动态递减。为限制光伏补贴成本，德国2009年版《可再生能源法》根据新增装机容量目标区间和实际新增装机容量，每年动态递减固定上网电价。之后，进一步将固定上网电价的动态递减频率由之前的年度递减调整为半年递减，进而调整为每月递减。再引入基于市场溢价的可再生能源补贴机制，大力推动可再生能源市场化。然后对之前豁免可再生能源补贴征收的自发自用光伏发电用户征收可再生能源补贴。

二是探索出台容量电价，保证传统电厂的盈利能力。考虑到风电、光伏等可再生能源的波动性，传统发电厂对保障未来电力系统供电安全发挥着重要作用。如何保证传统电厂的盈利能力，持续在未来供电安全方面发挥重要作用是德国面临的一个关键问题。目前，德国正在探索修改电力市场设计，出台容量电价机制，保证传统电源的盈利。

启示与建议

首先，要调整补贴政策。德国光伏快速发展引起的高补贴已经在德国国内引起热烈讨论。建议国家吸取德国光伏补贴过高、电价上涨过快的教训，借鉴德国在光伏发展灵活总量控制、补贴机制调整等方面的经验和新思路，以鼓励创新和降低成本为目标，动态调整补贴政策，协调好光伏发展速度与规模，实现光伏可持续发展。

其次，要加强电网建设。大比例光伏并网不仅对配电网产生影响，当接入比例达到一定程度也将对输电网产生重要影响。需要加强配电网及输电网建设，促进光伏与配电网以及输电网等各级电网协调发展，充分发挥就地消纳与网间协调的共同作用，保证大比例光伏并网消纳。

再次，完善相关并网技术规定。德国大规模光伏并网对系统安全稳定性的影响已经受到关注。建议加强光伏发电出力预测，同时根据分布式光伏发展规模以及系统运行状况，借鉴德国经验教训，及早修订相关技术标准，加强分布式光伏对系统电压、频率等的支撑能力，防患未然。

最后，加强电网互联，完善常规电源调峰激励机制。一方面，大规模光伏并网对电网运行灵活性的需求持续增加。加强电网互联，充分发挥大电网的资源配置作用，利用不同区域电网资源优势调剂余缺，是增强电网运行灵活性的重要方式。另一方面，大规模光伏并网需要常规机组提供辅助服务。建议国家完善现行辅助服务管理办法，充分挖掘常规电源的调峰潜力。明确各类电源辅助服务的责任和有偿服务的补偿标准。