2017年10月29号周日,风力发电高峰遭遇德国用电低谷。负电价持续了21小时之久,以致于发电被§ 51 EEG 2017影响。至此,今年负电价出现天数已攀升至90。

Figure 1 Electricity prices at the day-ahead market in Germany and France. Source EPEX SPOT SE, own figure

欧洲电力交易中心显示,2017年10月28号周六和29号周日期间,德国日前市场负电价时间总计31小时,其中最低价达-83.06欧/兆瓦时。

图一:德国和法国日前市场电价曲线。来源:欧洲电力交易中心(EPEXSPOT SE)

图一:德国和法国日前市场电价曲线。来源:欧洲电力交易中心(EPEXSPOT SE)

这段时间内,法国的电价维持在正数,并且只有一个小时的价格低于了20欧/兆瓦时。

欧洲配电系统联盟(ENTSO-E)的数据显示,风电厂生产了大于39GW的电力输出,并且覆盖了68%的需求,其中陆地风电贡献了大约36GW的发电功率,海上风电发电功率达到3GW。

传统发电厂的发电量明显下降,尤其是硬煤电厂,比周六的发电最大的时候少了大约80%。截至周一,褐煤电厂出力从15.7GW下降到5.5GW,然后在周一晚上出力才有所增加。

核电的发电功率减少了3GW(比最大日发电减少了37%),相当于3个核电厂的容量。需要用抽水蓄能装置来储存电能3GW的电量。根据欧洲配电系统联盟(ENTSOE)数据,生物质能的发电量没有明显减小(下降2%),但是损耗(下降15%)和浪费的能量(下降59%,2百万千瓦)大幅减少。相比于九月11号的状况,这是一个巨大的进步。

图二显示了德国周日和周一的发电量以及用电量变化曲线。

图二:德国供需电量走势图。来源:欧洲配电系统联盟(ENTSOE-E Transparency)

图二:德国供需电量走势图。来源:欧洲配电系统联盟(ENTSOE-E Transparency)

两天以来,德国持续向外输送电力,输出到其他国家的功率有将近11GW。图三显示了德国电力进出口的发展(负数表示出口)。根据欧洲国家的供需比,物理上的跨境潮流是指真实的国家间的电力流动。

图三:德国电力进出口平衡。来源:欧洲配电系统联盟(ENTSOE-E Transparency)

图三:德国电力进出口平衡。来源:欧洲配电系统联盟(ENTSOE-E Transparency)

为什么会有负电价呢?欧洲电力交易中心给了定义:“负电价就是当高度不灵活的发电碰到了低需求时,电力批发市场的价格信号。不灵活的发电源不能快速经济地停止运行或重启。而可再生能源因为其依赖于外界条件(风,光)的性质,也被算为不灵活的发电资源。”

因此,负电价不是由于可再生能源过剩的发电引起的,而是因为缺乏灵活性的核电厂,褐煤电厂以及热电联供造成的。

备注:

发电,用电和潮流基于实时数据,而图一中的现货市场电价显示的是基于预测的日前价格。由于平衡市场和日内市场不可预知的变化,电力系统的数据不能作为解释和说明日前价格的唯一标准。

欧洲配电系统联盟(ENTSOE-E Transparency)的发电数据并不复杂。和其他不能用小时衡量的发电能源相比,硬煤和燃气发电厂的数据仅覆盖了全部发电量的一小部分。