在高效互聯電網和自由電力市場的推動下，不僅北歐和南歐富餘的可再生能源能夠輸出來替代西歐東歐的煤電，各國也能利用跨國輸電容量來保證冬夏高峰負荷期的電力供給。跨國跨區電網互聯使得各國電力系統的調峰能力更加靈活，既提高了可再生能源的消納，又減少了不必要的調峰電源建設。

以挪威和丹麥的分時電力供需結構為例，可以明顯看出跨國輸電對資源配置的優化。圖6顯示，作為主要電量出口國之一，挪威的每日發電量(藍色區域)一般高於同一時段的電力需求(藍色線)，所以一般是輸出多餘電量給鄰國。丹麥則相反，大多數時段需要從挪威、瑞典、德國進口電量來滿足本國負荷，有時甚至高達本國電力需求的70%以上或者更高。當然也有少數時段是丹麥出口富餘的風電給鄰國。

跨國電力交易的實現，既可以更加充分利用挪威豐富的水電資源，增加本國水電企業的售電收入，又可以為歐洲大陸國家提供清潔能源，推動低碳減排。水電的高度靈活性也有助於電力系統的安全供應。因此，挪威被稱為“歐洲的綠色電池”。連接挪威和英國還有德國的兩條1400MW高壓直流海底電纜也正在修建中，明年將投入運營，屆時會更加提高北歐和鄰國間的電力輸送能力。

與北歐國家相對單一的電源結構比起來，德國的發電結構更為複雜，覆蓋了風、光、核、煤、氣各種電源。德國近年來可再生能源發展迅速，在今年上半年占到了總發電量的56%。目前德國光伏裝機容量為51GW，風電為62GW， 出力波動幅度很大。最高峰時可以達到需求的80%，但低谷時只有近20GW，這就需要提高煤氣發電或者從鄰國進口電量來補充。

下圖7顯示了近兩周德國每小時的電源結構以及淨進口電量(負值表示淨出口)。可以明顯看出風、光發電出力功率波動對德國進出口電量的影響。7月5日到7日，德國風力發電強勁，高達30GW，疊加高峰期的光伏發電，佔了總發電量的80%以上。這也大大壓低了這些時段的現貨電價，電價差進而推動了德國將富餘的電量出口給鄰國，最高達到13GW。到7月8日，德國風力轉弱，風電下降至僅5GW，褐煤和天然氣電廠的運行小時明顯提升，同時德國也從電量淨出口國轉為進口國，最高時段輸入容量達到10GW

在德國的鄰國之中，法國和德國之間的傳輸容量是相對較高的，電力輸送也很頻繁。法國的電源結構則是以核電為主，佔70%以上，如圖8所示。水電氣電風力和光伏所佔比例較小，所以一般由核電維持基本負荷運行。7月4日開始，德國風電出力飆升造成德國現貨電價大幅下降，低於法國的核能發電成本，所以德國轉而向法國出口電量，最高時段達4GW。這一趨勢一直持續到8日，當德國風電出力降低，煤電的份額上升。而煤電的邊際成本因為包含了碳價成本而要高於法國核能發電，所以德國電價回升，並轉為從法國進口電量。

儘管德國和法國之間的輸電的方向隨兩國電價差別多次轉換，對於波蘭和捷克這兩個鄰國，大多數情況下還是以德國出口電量為主，如圖9 所示。主要原因就是波蘭和捷克的電源結構以煤電為主，可再生能源發電的比例遠遠低於德國。而煤電成本受碳價的影響偏高，所以這兩國的現貨電力價格即使在7月8日德國風電較低的時段，也還是高於德國的電價，推動德國輸出電量給這兩國。

 

互聯電網融合統一碳市場推動低碳轉型

 

綜上所述，歐洲電網高效鏈接不同區域和國家的電力市場，而歐盟碳市場覆蓋下的31國實施統一的碳價。因此，在以經濟調度為主的電力市場下，碳成本轉移到市場電價，會提高煤電比例高國家的電價。電力價格差異結合高效的跨國輸電網，使得清潔能源充沛的國家可以出口電量，促進可再生能源在歐洲更大範圍內自由流動和高效消納，同時提高各國電力系統的靈活性，共同推動電力行業低碳轉型。這充分展現了能源互聯網的優勢。

 

歐盟的目標是要在2030年實現可再生能源佔總發電量的60%以上，這就對電網的發展提出了更高的要求。歐洲電網運營商聯盟（ENTSO-E）最近發布了新的十年網絡發展規劃(TYNDP)，對跨國電網進一步互聯進行了詳細規劃，利用場景分析深入研究高比例可再生能源結合電動汽車，智能電網和儲能等和電網系統的融合，推動“源-網-荷-儲”協調發展。

 

來源:秦炎專欄