许多欧盟国家超过一半的发电量都是由风光电提供的，他们是如何调峰、应对波动的？ 第1页

境外电力互补，但是最重要的还是燃气轮机快速变负荷，现在国内也在搞风火一体化打捆运营，火电机组用来调峰，新能源一旦拉胯立刻快速升负荷。

煤电机组的问题是调峰能力不如燃机，燃机可以热备用，从接令到并网15分钟，甚至一天两次启停机，早高峰起一次，晚高峰起一次，其他时间待命，而煤电一次启机得一天，现在的策略是进行灵活性改造，660机组平时带一个170负荷，一方面可以充做电网基荷，有需要就快速升负荷。

所谓的新能源，本质上是能源替代，也就是以风代煤，以风代气，看待一个国家的电力装机容量时，千万不要被新能源给迷惑，你可以把他当做煤炭来看，不要把新能源看做是有效装机，新能源的竞争对手不是火电，而是化石能源。

某火电厂2台660超超临界燃煤机组全年供电煤耗280，一吨煤1200，那么不考虑他所有开支，他发一度电成本就是3.36毛，上网电价才3毛5，亏得妈的不认识了，现在运气来了，这个电厂附近正好有优越的风光资源，这个发电集团于是又在这个旁边搞了1000mw新能源，算上装机成本度电成本也才两毛，现在这个风火一体化电厂装机总容量从过去的1320变成2320了，但是我们还是把它当成1320的纯煤电厂，总发电量不变，这个厂只要风电能发电，煤机就偷懒，风电不行了煤机再出来顶上，一年下来风电发10亿度电，这个电厂也能多赚1.3亿，因为煤的成本省掉了。

举个例子，某国最高用电负荷是一亿千瓦，如何来规划电力装机呢？很简单，什么都不要管，先拍一亿千瓦煤电或者燃机，这个是你的保命本钱，一旦新能源或者水电拉胯，保证他能顶上来。也就是说，假如你能源是充足的，不论有没有新能源，你优先建设目标就是保证火电能够满足极限负荷。

铺新能源的目的是减煤，减气，你用电负荷一亿千瓦，现在你有足够煤电了，再铺一亿千瓦风电水电，这些能源是白嫖来的，他们发一点，火电厂就能少用一点能源。

什么意思你明白了吧？新能源本质上是不是替代火电，而是建在大山和水库里的煤矿，新能源多发点电，煤矿就能多挖几年。建新能源需要成本，但是成本是在往下走的，煤矿现在成本低，但是随着越挖越深，成本是在往上走的，如果有一天，造几台风机的成本远远低于挖煤了，新能源价值不就出来了？

现在新能源有哪些问题？第一还是太贵了，早年单位容量下新能源造价成本是火电的4倍，现在也有两三倍，也就是说，一个发展中国家要满足电力需求，本来1000亿能解决的问题，现在要乘5。

第二是新能源跟传统能源顶牛的问题，其实国内电力行业一直是畸形的，电价就那么点，电网，电厂，煤矿三家分，电网老大哥先吃饱，省下煤矿电厂两老哥抢着吃，总会有一个要挨饿，早年推动煤电一体化运营，发电公司嫌弃煤矿不赚钱瞧不上人家，如华润电力把煤矿卖了个精光，现在煤价暴涨，又撒泼打滚求包养。

新能源跟火电也是这样，新能源是无效装机，但是他赚钱啊，总有些小机灵鬼看出来，我只要全是新能源，那么调峰这种擦屁股的烂活自有人去，如长江电力，中广核，从整个国家的宏观来看，新能源越多越好，但是下面肉怎么分可就有讲究了，最好的策略自然是，新能源与调峰能源打捆经营，资金和人员一体运作，相当于新旧能源结婚了，但对于企业来说，利益最大化才是应该追求的，况且现在一般意义上的调峰根本不给钱，先当于新能源可以白嫖火电调峰能力，况且核电水电都白嫖几十年了，他们吃的少，五大发电也就忍了，新能源如果装机占比破30%，那再不想办法就不能忍了。

其实也很好解决，电厂花钱去买调峰容量，电网给每个企业一个实时虚拟发电量，你发不出来就花钱买调峰能力，减不下来也得花钱买将负荷能力，比如水电枯水季，电网给你一个负荷，发不出来，好，自己去市场上找火电给你发去。核电，用电量少了，让你减负荷你不减，上来就是核安全经济性一堆乱七八糟的东西，自己花钱找人替你减负荷去。

或者你觉得我上面那种实时电力交易市场目前技术达不到，那至少要在电力集团内部做平衡，比如中广核，长江电力这种新能源核电水电装机多的，给他划定一个调峰能力，必须满足调峰能力才允许继续扩张新能源产能，要么自己去找五大电力买煤电资产，要么自己掏钱建。

国内现在各地弃风弃光的现象严重，所谓的绿电都被称为脏电了。就是因为风电光电企业都是靠天收，自己没有平抑峰谷的能力，完全靠白嫖火电的调峰能力，然后还要抢火电的市场份额，这种策略根本不可能支持绿电的持续性发展。

火电行业本来就被议价煤和官方电价搞得日子没法过了，本来水电、核电也在白嫖，但是人家的份额小，供电也相对稳定，对于调峰的需求不是太大。而风电、光电的势头太猛，对调峰能力的要求又特别大，就不能不解决这个问题。最好能按供电份额和，水核风光供电企业按供电容量和调峰需求向火电企业购买调峰服务，否则不允许建设或不允许上网。现在研究的那些化学储能效率太低，安全性又差，很不靠谱。

欧洲电网2009年以前是六大电网分散经营，2009年后形成高度集成化互联电网。欧洲电网的结构特点是输配电网密度高、输送距离短，跨国电力交易频繁，电力配网市场成熟，智能电表大规模推广使用。投资政策有利于储能项目建设，峰谷电价套利有空间。举例丹麦，该国风光的总容量是火电总容量~60%，火电本身平抑峰谷的能力已够用，同时又建有强大的电力调配网络，可以灵活的与外网间调入调出电力。

欧盟的风电光电一样需要火电（煤、气）调峰，但是他们的交易市场更成熟合理，火电企业可以从新能源的发展获利，或者本来就是同一家企业的不同部门（风光火一体），欧洲电网统一以及用户集中也使其电网建设成本更少，所以他们的新能源发展更好。但是向法国这种火电能力弱的国家平抑峰谷的能力就差一些，更多的依靠电网调度，而德国、丹麦这种火电本身发达的国家，对电网调度的依赖则少一些。

许多国家？

除了你说的丹麦德国，再加上西班牙，还有几个欧盟国家的发电量靠风光撑着？

首先是体量不同，我国电网规模是洲级的，整个欧洲电网（不含俄罗斯和独联体国家）现在的规模也就中国一半左右，欧洲一个国家也就我国一个省网规模，而且未来这个差距还会更大。

所以在这个巨大体量下，即使有时候中国的每年的新能源装机量突飞猛进，也很难在发电占比的绝对数字中反映出来，叠加我国用电还处于中高速增长阶段，新能源达到如此高的占比还需时日。

但同时，欧洲也是通过一定措施来实现对高比例新能源发电的需求的，这个从各个电源的发电量占比就可以看出来，具体就是：依赖更具灵活性的天然气发电来实现新能源调峰需求。

从调峰能力来说，燃气机组无论是调峰深度和速度都明显优于燃煤机组。除了燃气机组之外，需求侧响应、水电等也对支撑新能源调峰需求有着较大帮助。同时，欧洲拥有北海风电这种优质资源，无论是总发电量还是出力的稳定性都比较不错。所以欧洲也具备了支撑更高比例新能源接入的手段和能力。

那代价是什么呢？

西欧本身天然气生产能力不足，需要大量的天然气进口，包括从陆上的俄罗斯方向和海上LNG的美国方向，由此也带来了欧洲部分国家能源对外依存度过高的情况。比如今年9月以来天然气全球价格的暴涨，已经影响波及欧洲多个国家，以英国为代表的新能源激进政策推行国家也面临电力紧缺和电价暴涨问题。

同样看一下，我国能源对外依存度是什么样子呢？

除了众所周知的石油，我国天然气的对外依存度也是年年攀升，并接近了50%，自给能力不足带来了严重的风险。相比于欧洲相对安逸舒适的外交环境，我国能源输送通道一旦出现问题，回旋余地更小。所以我国为了应对调峰需求，采取措施也包括了煤电灵活性改造、抽蓄以及需求侧等方法。对于煤电，即使进行了灵活性改造，调节能力也逊色于气电，但作为煤炭生产大国，至少可靠性是能够得到保证的（参考当前印度）。

所以一切发展皆有代价，谁都不能例外。