德国实现“100%可再生能源地区”的策略

　　让我们先来通过2008年的实际数据，来大致了解哈尔茨地区的电力供需情况（资料3）。地区内的电力消费量为1300吉瓦时（1吉为10亿），占德国整体的0.2%。发电容量为191兆瓦（1兆为100万）。发电量为467吉瓦时，其中，水力占5%，风力占67%，太阳能占2%，生物燃气占7%，生物质占2%，天然气热电联产占18%。除以地区内的消费量1300吉瓦时，推定自给率为36%，其中30%是可再生能源。但是，在这样的情况下，风力及太阳能发电输出功率的变化仍然会造成过剩或是短缺。以15分钟为单位进行估算，从地区外输入电力的比例为65%，向地区外输出的比例为2%。
RegModHarz项目进行模拟的对象是2008年实际数据、2020年方案以及100%可再生能源方案，其中，风力和太阳能的输出功率将大幅增加。风力将按照151兆瓦→248兆瓦→630兆瓦，太阳能将按照10兆瓦→90兆瓦→708兆瓦的速度扩大。随着两种发电方式的比例增加，发电量的变化随之增大，输入输出的规模也会扩大。而且，在不同的季节和时段，发电量会发生变化，电力价格也会发生变化。二者的权重越大，生物质这种灵活电源就愈发重要。
　　在电力交易市场上直接买卖可再生能源发电
　　对于生物质发电，德国采取了怎样的引导措施？其关键词是与市场直接交易（DirectMarketing）。
德国政府于2009年1月修改固定价格收购制度（FIT：FeedinTariff），使可再生能源发电可直接在电力交易市场上销售。按照固定价格收购制度的规定，输配电企业要在20年的时间里，以固定的优惠价格收购可再生能源发电，但随着制度的修改，发电方也可选择直接向市场销售。但是，因为市场价格一般低于收购价格，所以市场销售不受青睐。
　　2012年1月，德国实行“市场溢价”，给直接市场交易提供了机会。这是在市场价格低于收购价格时补齐差价的制度。协议以月为单位签订，国家按月均市场价格减去固定价格的差额给予补偿。如果在高价位时段销售的电量多，利润也会相应增加。
　　直接交易需要企业提供销量与销售时间的预期，偏离预期需支付违约金。为了弥补风险，国家将向企业支付“管理溢价”。随着预测精度的提高，溢价逐渐缩小。并且，对于生物燃气发电，由于要按照供需调整输出，运转会受到限制，因此为了弥补损失，国家将向企业支付“弹性溢价”。
生物质与火力发电一样使用燃料，输出功率有望保持稳定。能够按照预定进行输出和供电，可以较高的市场价格出售。通过推测次日市场的价格和自身的发电容量，精确上报利润最高的时间和销量。因此，能够享受较高的市场溢价，以及各种溢价。
　　此次制度修订虽然也给风力等变动电源带来了相应的好处，但生物质得到的实惠最大，成为了一大投资诱因。因为人们可以作出判断，灵活的可再生能源发电具有相当高的价值。在政策支持下，生物质更容易得到融资，这也起到了刺激追加投资的作用。
　　生物质直接交易的期待与课题
　　生物质虽然得到了制度的力挺，但课题也不少。推行直接交易后，越来越多的生物质发电企业开始采取在市场行情高的时候发电并销售，在行情低的时候停止发电的方式。作为现场电源，生物质通过包括供热在内的热电联产（CHP）系统，利用效率会大幅提升。但电力市场的价格走向与地区的热需求未必一致。