欧洲电网链接电力市场彰显能源互联网优势

欧洲是全球推进电网互联和发展清洁能源的积极践行者，利用高度集成化的互联电网优化了跨区资源配置，加快了风能、光伏等新能源的国际间开发利用。欧洲互联电网主要包括欧洲大陆、北欧、波罗的海、英国、爱尔兰五个同步电网区域，以及冰岛和塞浦路斯两个独立电网，由欧洲电网运营商联盟（ENTSO-E）负责协调管理。ENTSO-E成立于2009年，由36个国家的43个输电运营商组成，主要职责包括制定电网规划、协调电力输送、制定电力市场标准、推动新能源发展等。

欧洲大部分国家和其邻国电网之间的互联传输能力很高，如图1所示，跨国输电线路高度密集， 遍布于成员国之间。为提高可再生能源的开发利用消纳，欧盟提出2020年各成员国跨国输电能力至少占本国装机容量的10%，2030年要达到15%。目前，德国和邻国电网间的电力交换能力已经达到 25GW，占其总装机容量的12%，和冬季最高负荷的30%。

欧洲统一电网的建设与发展，频繁的跨国电力交易是重要的推动力之一。自从上世纪90年代北欧电力市场成立以来，欧洲各国陆续推进电力市场自由化，建立了本国或者区域市场。依托高效互联电网，各国间电力交易日益发达。EPEX  SPOT是欧洲最大的电力现货交易所之一，运营法国、德国、英国和瑞士等八个国家的现货市场，约占欧盟年度电力消费量的1/3以上。其他现货交易所包括北欧Nord Pool、意大利GME、西班牙葡萄牙OMIE、波兰TGE等。下图2是Eikon Interactive Map中展示的7月19日欧洲主要国家的现货电价，分为基本负荷(Baseload)和峰谷负荷(Peak, off-peak)等不同时段。可以看出，德国和其他西欧国家都是以国界为竞价区，北欧Nord Pool覆盖的挪威瑞典丹麦等国又各自分成了不同竞价区。

欧盟也不断加强和完善能源立法，构建统一欧洲电力市场。在电力市场指令以及一系列市场改革方案的推动下，促成各国电力市场耦合，实现基于统一市场规则联合出清的市场机制。市场耦合是根据各成员国市场的电力净进口与净出口曲线进行匹配，形成统一的市场交易和价格。若输电系统没有阻塞，则整个联合市场的电价统一;若系统存在阻塞，则联合市场分割成不同价格区域。大部分欧洲国家的日前市场已经实现耦合(Single Day-ahead Coupling)。日内市场耦合(Single Intraday Coupling)已在西北欧14个国家实施，并将陆续在东欧和南欧国家推进。

虽然电力市场按区域和国家划分，欧洲碳市场则覆盖了31个国家，实施统一的碳价，包括欧盟28国以及挪威，冰岛和列支敦士登三个欧洲经济区国家，并于2020年1月正式和瑞士链接。由于受到2008-2009年金融危机的影响，企业排放量大幅下降造成碳配额(EUA)严重过剩，碳排放权价格近十年以来一直低迷。2018年欧盟正式通过市场稳定储备机制等改革政策收紧配额供给和提升了市场信心，碳价大幅回涨至 20欧元/吨以上。今年3月份碳价因欧洲疫情爆发而跌至15欧元，此后随各国陆续解禁和经济复苏信心而有所回升。欧盟商讨提高2030减排目标以及绿色复苏计划等也吸引了投资者对气候投融资的兴趣，支持了碳价的回暖。7月13日欧洲碳价飙升突破30欧元至2006年以来最高点，目前价位28欧元/吨。

欧洲大力发展互联电网和推动统一电力市场，也是为了实现更有效的跨区电力资源配置。欧洲地区国家众多，资源的分布很不均衡。如图4左图所示，北欧水电风电充沛，几乎没有化石能源电厂。德国近年来退出核电的同时大力发展光伏和风电，但仍有一定数量的煤炭和天然气电厂在运行。法国电源结构则以核电为主。英国和南欧国家退煤发展迅速，已经几乎实现了风力光伏和天然气为主的发电结构。大部分东欧国家仍然以煤电为主。

图4右图则是2019年欧洲各国电量净进口(蓝色)或者净出口(绿色)的情况，以及占年度电力需求的比例。可以明显看出，挪威、瑞典、德国、法国在去年的出口电量超过了进口电量，而丹麦、英国、西班牙、意大利和波兰等国则相反，进口电量较高。

各国不同的电力现货市场价格则是影响电力进出口的主要因素。如图5所示，以煤电为主的波兰的电价明显高于其他国家，北欧因为今年挪威水量充沛，电价只有不到5欧/兆瓦时。西欧国家的电价则居中，并随着市场耦合程度的提高而日益趋同，但电价也随风力光伏出力的不同而波动，甚至会出现负电价。

电源结构的差异造成了各国电力成本的不同，碳价则推高了煤炭和天然气发电的成本，使得清洁能源更有优势。以目前28欧元碳价来计算，每兆瓦时煤电的发电成本约增加了22欧元。气电的碳排放虽然低于煤电，但是碳价成本也达到了11欧元。如此一来，经济调度为主的现货市场下，分时电价的差异就可以推动跨国进出口电量，推动清洁能源的输出，使得电网运营商可以在更大区域内优化配置电力资源。

在高效互联电网和自由电力市场的推动下，不仅北欧和南欧富余的可再生能源能够输出来替代西欧东欧的煤电，各国也能利用跨国输电容量来保证冬夏高峰负荷期的电力供给。跨国跨区电网互联使得各国电力系统的调峰能力更加灵活，既提高了可再生能源的消纳，又减少了不必要的调峰电源建设。

以挪威和丹麦的分时电力供需结构为例，可以明显看出跨国输电对资源配置的优化。图6显示，作为主要电量出口国之一，挪威的每日发电量(蓝色区域)一般高于同一时段的电力需求(蓝色线)，所以一般是输出多余电量给邻国。丹麦则相反，大多数时段需要从挪威、瑞典、德国进口电量来满足本国负荷，有时甚至高达本国电力需求的70%以上或者更高。当然也有少数时段是丹麦出口富余的风电给邻国。

跨国电力交易的实现，既可以更加充分利用挪威丰富的水电资源，增加本国水电企业的售电收入，又可以为欧洲大陆国家提供清洁能源，推动低碳减排。水电的高度灵活性也有助于电力系统的安全供应。因此，挪威被称为“欧洲的绿色电池”。连接挪威和英国还有德国的两条1400MW高压直流海底电缆也正在修建中，明年将投入运营，届时会更加提高北欧和邻国间的电力输送能力。

与北欧国家相对单一的电源结构比起来，德国的发电结构更为复杂，覆盖了风、光、核、煤、气各种电源。德国近年来可再生能源发展迅速，在今年上半年占到了总发电量的56%。目前德国光伏装机容量为51GW，风电为62GW， 出力波动幅度很大。最高峰时可以达到需求的80%，但低谷时只有近20GW，这就需要提高煤气发电或者从邻国进口电量来补充。

下图7显示了近两周德国每小时的电源结构以及净进口电量(负值表示净出口)。可以明显看出风、光发电出力功率波动对德国进出口电量的影响。7月5日到7日，德国风力发电强劲，高达30GW，叠加高峰期的光伏发电，占了总发电量的80%以上。这也大大压低了这些时段的现货电价，电价差进而推动了德国将富余的电量出口给邻国，最高达到13GW。到7月8日，德国风力转弱，风电下降至仅5GW，褐煤和天然气电厂的运行小时明显提升，同时德国也从电量净出口国转为进口国，最高时段输入容量达到10GW。

在德国的邻国之中，法国和德国之间的传输容量是相对较高的，电力输送也很频繁。法国的电源结构则是以核电为主，占70%以上，如图8所示。水电气电风力和光伏所占比例较小，所以一般由核电维持基本负荷运行。7月4日开始，德国风电出力飙升造成德国现货电价大幅下降，低于法国的核能发电成本，所以德国转而向法国出口电量，最高时段达4GW。这一趋势一直持续到8日，当德国风电出力降低，煤电的份额上升。而煤电的边际成本因为包含了碳价成本而要高于法国核能发电，所以德国电价回升，并转为从法国进口电量。

尽管德国和法国之间的输电的方向随两国电价差别多次转换，对于波兰和捷克这两个邻国，大多数情况下还是以德国出口电量为主，如图9 所示。主要原因就是波兰和捷克的电源结构以煤电为主，可再生能源发电的比例远远低于德国。而煤电成本受碳价的影响偏高，所以这两国的现货电力价格即使在7月8日德国风电较低的时段，也还是高于德国的电价，推动德国输出电量给这两国。

综上所述，欧洲电网高效链接不同区域和国家的电力市场，而欧盟碳市场覆盖下的31国实施统一的碳价。因此，在以经济调度为主的电力市场下，碳成本转移到市场电价，会提高煤电比例高国家的电价。电力价格差异结合高效的跨国输电网，使得清洁能源充沛的国家可以出口电量，促进可再生能源在欧洲更大范围内自由流动和高效消纳，同时提高各国电力系统的灵活性，共同推动电力行业低碳转型。这充分展现了能源互联网的优势。

欧盟的目标是要在2030年实现可再生能源占总发电量的60%以上，这就对电网的发展提出了更高的要求。欧洲电网运营商联盟（ENTSO-E）最近发布了新的十年网络发展规划(TYNDP)，对跨国电网进一步互联进行了详细规划，利用场景分析深入研究高比例可再生能源结合电动汽车，智能电网和储能等和电网系统的融合，推动“源-网-荷-储”协调发展。