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Lion Hirth
今天，太阳能在许多欧洲国家的电力系统转型中扮演着主角。在德国，2024年上半年，太阳能发电量的增长超过了所有其他可再生能源的总和。这是值得称赞的，因为我们需要大量的太阳能光伏来实现去碳化。然而，我们（不）将太阳能整合到电力市场的方式引起了担忧。大多数光伏发电机组不考虑电力需求就将电力输送到电网。这不仅会增加支持计划的成本，还可能在电力过剩的情况下引发运营问题。
负电价！
价格非弹性生产的一个指标是批发电力市场上的负电价。负电价在欧洲越来越普遍；在德国，今年约有6%的时间出现负电价。由于这些通常是阳光充足的时段，负电价时段占太阳能发电的比例显著更高 - 今年已达20%（图1）。换言之，五分之一的太阳能发电不仅没有创造任何附加价值，反而产生了成本。
图1：德国日前拍卖中负电价时段的比例和这些时段内太阳能发电的份额
对电价变化视而不见！
与火电厂相比，光伏系统在技术上非常灵活。它们可以轻松、快速且无成本地开启和关闭。但为什么那么多太阳能电站即使在股市价格为负时也在生产呢？
答案在于缺乏技术远程控制能力，但主要在于支持系统提供的财务激励。在德国，约20%新安装的光伏容量获得市场溢价，约10%不受补贴。这些主要是大型地面系统，在价格为负时有动机关闭。然而，约70%的新增容量是较小的屋顶系统，它们获得固定上网电价。截至2024年7月，德国约60 GW的光伏容量在固定上网电价下运行。这些发电机每千瓦时输送到电网的电量总是获得相同的分数，不考虑市场价格。因此，无论是否有足够的需求，它们总是有动机发电。
这也适用于提供自用能源的发电机。即使地下室有电池也无法改变这一点，因为这些电池目前的运营目标是最大化自用，并且在早午时分发电高峰期往往已经充满。
在负价格时发电正在推高补贴成本。然而，这并不是唯一令人担忧的原因。电力过剩的风险也在增加。
电力供给过剩！
在阳光充足但用电量低的日子里，由于不受控制的上网，在不久的将来中午可能会出现电力过剩。这指的是日前拍卖中电力供应超过电力需求的情况，即使价格降至最低价格每兆瓦时负500欧元，这种市场不出清的情况继续在日内市场上延续，在那里价格可能降至每兆瓦时负9999欧元！
图2：由于必须运行和不受管制的发电导致在最低价格下无法出清市场 - 电力供给过剩情况
这种情况在德国尚未发生。然而，近年来已经有20个小时日前价格跌破每兆瓦时负100欧元，这些情况说明了分布式光伏发电的负向共享。图3显示了这些时段的平均发电组合：虽然其他可再生能源和常规必须运行的发电也在上网，但程度远低于太阳能。随着不受管制的太阳能容量进一步增加，早在2025年初夏就可能出现电力过剩，例如在复活节或五旬节假期期间，如果天气晴朗多风。
图3：2023年和2024年迄今，日前价格在20个小时内降至每兆瓦时-100欧元或更低。在这些时段内，太阳能电站平均发电34 GW，其他可再生能源15 GW，常规电厂略低于8 GW
如果市场不出清会发生什么？在这种情况下，输电系统运营商首先会启动平衡储备，德国仅有约3 GW可用。如果这些措施不足以平衡电力输入和提取，欧洲互联电网的频率将上升，这将导致频率遏制储备的启动，欧洲范围内有3 GW可用。
如果这些常规措施耗尽，电网频率继续上升，过频将自动断开发电机与电网的连接。同时，输电系统运营商将采取紧急措施，可能还会切断大量电力回馈的整个配电网。虽然这种情况不会自动导致系统全面停电，但在这种压力系统中，严重中断的风险显著增加。这必须不惜一切代价避免。
经济成本！
除了系统安全风险外，在负交易价格下发电还会造成经济成本。中午的低价和负价意味着太阳能装置在中午产生最大量的能源，但在早晨和晚上、、傍晚时段产生显著更高的收入。这就是为什么东西向系统和相对于逆变器过度建设模块容量在经济上如此有意义。然而，上网电价并不激励这些做法，因为每千瓦时都得到同等报酬，不考虑电力的实际价值。
图4：德国7月份一天中的太阳能发电和由此产生的附加价值
对于补贴系统，经济成本表现为可再生能源支持成本。根据我们的估计，今年德国不削减太阳能装置的额外成本可能约为2亿欧元。如果出现更严重的负价格，成本可能会迅速变得更高。如果市场实际上不出清，将产生更严重的成本。输电系统运营商的销售报价（他们在交易所出售上网电价的发电量）只会按比例分配，因此部分最终成为平衡组中的平衡能源缺口。在这种情况下，可能会出现每兆瓦时-100,000欧元的价格。这可能意味着数亿欧元的成本，且在一个小时内！
未来几年的展望！
按每年15 GW的太阳能扩张，70%的上网电价份额和60%的同时性因子计算，德国的太阳能上网高峰每年增加6 GW。目前没有迹象表明扩张会放缓或转向大规模资产。
是否出现电力过剩取决于一系列因素，特别是供应、需求、存储和进出口。以下是我对形势的评估：
• 德国的电力消费目前停滞不前，这意味着中期内不太可能通过增加需求来缓解问题；
• 将负荷需求转移到中午会有所帮助。然而，一些监管障碍至今阻碍了需求对电价的显著反应。这里的主要问题是缺乏动态零售电价和必要的智能电表、不变的电网费用、基于容量的电网费用，以及要求持续用电的工业电网费用折扣。即使迅速改革，未来几年也只能期待有限的缓解；
• 不幸的是，户用储能系统的繁荣在固定价格电价下以最大化自用为运营目标时并没有太大帮助；
• 大规模电池可以提供缓解，投资者对此兴趣很大。它们主要受到电网运营商的阻碍，后者不愿意授予电网连接。例如，去年只安装了0.3 GW的储能容量；
• 许多邻国也看到不受管制的太阳能发电容量强劲扩张，这意味着在过剩情况下绝不能保证可以充分利用技术出口容量，这可能会加剧问题；
• 希望其他电力生产商，特别是风能、沼气、水电，甚至较大的太阳能电站，将来会对负价格做出更强烈的反应，从而缓解情况。然而，无法预测这是否会发生以及会多快发生；
然而，即使所有这些因素都朝着有利的方向发展，在目前的情况下，电力过剩风险显著增加也只是几年的问题。如果出现这种情况，可以担心政治家会迅速抑制太阳能的扩张。
行动措施！
因此，有必要让几乎所有新安装的太阳能系统在未来对电价信号做出反应，即在批发价格转为负值时关闭。传统的上网电价不提供这方面的激励。除了进一步扩大市场溢价、削峰上网和电网运营商削减外，还在讨论调整上网电价，在交易价格为负时也为负。
然而，所有这些方法在实践中都存在问题，目前尚不清楚它们在短期内能有多大效果。我们必须就此展开诚实的讨论，而且要迅速行动！
