再论可再生能源的优序效应

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摘要翻译：
能源经济学和电力市场界正在进行的一场辩论提出了一个问题，即由于补贴可再生能源(RES)的馈电份额不断增加，纯能源电力市场是否正在日益失败。对此的简短回答是：不，他们没有失败。然而，以能源为基础的电力市场面临着几个市场扭曲，即前一天市场交易的电量与总用电量之间的差距，以及（错误的）监管假设，即可变RES发电，即风能和光伏(PV)，实际上是零边际运营成本。在本文中，我们发现这两种效应都过度放大了众所周知的RES功率馈入的优序效应，超出了可由潜在物理现实解释的水平，即由于考虑损耗和启停约束，火力发电厂愿意接受负电价以保持在线。我们分析了风能和光伏电力馈入对一个地区的前一天市场的影响，该地区今天已经经历了大量的馈入电价(FIT)补贴的RES电力馈入，即EPEX德国-奥地利市场区（大约$\\\\，$20%的FIT份额）。我们的分析表明，如果采取必要的调整措施，即增加前一日市场在总负荷需求中的份额，并按优劣顺序使用RES单元的真实边际成本，尽管RES功率馈入较高，但基于能源的电力市场仍可保持功能。
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英文标题：
《Revisiting the Merit-Order Effect of Renewable Energy Sources》
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作者：
Marcus Hildmann, Andreas Ulbig and G\\\"oran Andersson
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最新提交年份：
2014
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分类信息：

一级分类：Quantitative Finance        数量金融学
二级分类：General Finance        一般财务
分类描述：Development of general quantitative methodologies with applications in finance
通用定量方法的发展及其在金融中的应用
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英文摘要：
  An on-going debate in the energy economics and power market community has raised the question if energy-only power markets are increasingly failing due to growing feed-in shares from subsidized renewable energy sources (RES). The short answer to this is: No, they are not failing. Energy-based power markets are, however, facing several market distortions, namely from the gap between the electricity volume traded at day-ahead markets versus the overall electricity consumption as well as the (wrong) regulatory assumption that variable RES generation, i.e., wind and photovoltaic (PV), truly have zero marginal operation costs. In this paper we show that both effects over-amplify the well-known merit-order effect of RES power feed-in beyond a level that is explainable by underlying physical realities, i.e., thermal power plants being willing to accept negative electricity prices to be able to stay online due to considerations of wear & tear and start-stop constraints. We analyze the impacts of wind and PV power feed-in on the day-ahead market for a region that is already today experiencing significant feed-in tariff (FIT)-subsidized RES power feed-in, the EPEX German-Austrian market zone ($\\approx\\,$20% FIT share). Our analysis shows that, if the necessary regulatory adaptations are taken, i.e., increasing the day-ahead market\'s share of overall load demand and using the true marginal costs of RES units in the merit-order, energy-based power markets can remain functional despite high RES power feed-in.
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关键词：可再生能源 再生能源 可再生 Quantitative Increasingly

马库斯·希尔德曼（Marcus Hildmann)、安德烈亚斯·乌尔比格（Andreas Ulbig）和格兰·安德森（Goran Andersssonabstract）在能源经济学和电力市场界进行的辩论提出了一个问题，即由于补贴可再生能源(RES)的馈电份额不断增加，纯能源电力市场是否正在日益失败。对此的简短回答是：不，他们没有失败。以能源为基础的电力市场是，然而，面对几种市场扭曲，即日间市场交易电量与总用电量之间的差距，以及（错误的）监管假设，即可变发电，即风能和光伏(PV)，真正具有零边际运行成本。本文表明，这两种效应都过度放大了众所周知的RES供电的优序效应--超出了可用潜在物理现实解释的水平，即火电厂出于磨损和启停约束的考虑，愿意接受负电价以保持在线。我们分析了风能和光伏电力馈入对日前市场的影响，该地区今天已经经历了显著的馈入电价(FIT)补贴的RES电力馈入，即EPEX德国奥地利市场区(≈20%的FIT份额）。我们的分析表明，如果采取必要的监管适应措施，即增加日间市场在总负荷需求中的份额，并按价值顺序使用RES单位的真实边际成本，尽管RES电力馈入很高，但基于能源的电力市场仍可以保持功能。在20世纪90年代早期，随着许多欧洲电力市场的自由化，ZF推出了以促进可再生能源(RES)大规模部署为具体目标的支持计划。德国《可再生能源法》(Erneuerbareenergien-Gesetz)(EEG)是一个著名的支持计划，自2000年以来，在其前身Stromeinspeisungsgesetz(1990)的基础上，为节省可再生能源提供了优惠的上网电价(FIT)。它优先考虑来自RES的电力供应，而不是来自传统发电厂的电力供应，即以化石和核燃料为燃料的火力发电厂和通常是大型水力发电厂。到2013年底，这一有利的投资案例已经为风能和光伏发电单位各创造了约35吉瓦的装机容量[1]。1990-2012年德国可变可再生能源装机容量和年产量的演变[2]，包括到2017年的展望[3]。FITs的最初目标，即大规模的RES部署（图1a)和显著的RES能源份额（图1b)已经实现。到2013年底，风力和光伏机组的总装机容量约为70吉瓦，略高于德国的平均负荷需求（63-68吉瓦取决于负荷需求测量[4]，[5])，风力和光伏机组显然不能再被视为外来的、边际的电力来源。这种持续的RES生产已经对电力市场产生了显著的影响，特别是以所谓的优序效应的形式出现。特别是前一日市场价格与RES feed-indue的脱钩以适应法规，导致前一日平均价格水平较低，而且每月有几个小时的前一日价格为负值。在当今欧洲电力市场环境中，存在着潜在容量[6]，欧洲的年平均现货市场价格和基峰价差均为零。Hildmann,A.Ulbig和G.Andersson在电力系统实验室工作。

信息技术和电气工程，ETH苏黎世（瑞士联邦理工学院），瑞士。电子邮件：hildmann ulbig andersson@eeh.ee.ethz.ch1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016020406080100120水力发电装机容量[以吉瓦计]（2013-17估值）风能装机容量[以吉瓦计]（2013-17估值）光伏装机容量[以吉瓦计]（2013-17估值）1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2008 2010 2012 2014年2016020406080100120140160180水力发电馈入-以吉瓦计]（2013-17估值）风能馈入-以吉瓦计]（2013-17估值）（2013-17估值）风能馈入-以估计值）年图。1.德国可再生能源(RES)部署概况（1990-2017）。2013-2017年的数值是最佳估计。a）风力涡轮机和光伏机组装机容量的变化。b）风力涡轮机和光伏发电机组的年馈电量的演变。处于多年来的最低水平[7]。这样做的一个影响是，像燃气机组这样不受欢迎的发电厂不能正常运行，因为峰值前一日价格往往低于其边际运行成本。另一个影响是，由于峰值/基准前一日价格的差距也在缩小，近年来，运行储能设施，即抽水蓄能水力发电厂(PSHP)的优势在不断减弱[8]。虽然从长远来看，对RES机组的支持计划可能会被逐步淘汰，它们将不得不在正常的市场环境中竞争，但从中期来看，电力市场结构可能必须适应RES部署的日益增长的影响。在随后的研究中，必须考虑两个相关的视角：1）生产者视角：如何在高比例的电力市场中保持必要的可调度基负荷和峰负荷电厂的可获得性；2）消费者视角：如何降低适合方案的成本，并使之能够过渡到一个补贴较少的（最终是真实的）电力市场生产商Perspectiveen在德国和类似的奥地利，所有支持FIT的RES电力馈电都在欧洲电力交易所(EPEX)的日间市场结算，要么直接结算，例如以电力供应投标的形式结算，要么间接结算，例如以降低负荷需求投标的形式结算。这一构造对前一日市场产生了两个主要影响。首先，由于FIT支持的RES馈入与当日现货价格脱钩，平均现货价格下降，因为所有这些投标将位于供应曲线的负侧，例如低至-3000E/MWh，以保证结算。除了通常较低的前一日现货价格水平外，前一日价格往往会出现负值，尤其是在需求较低和风力较大的情况下。其次，由于PV的大规模部署，峰/基扩展显著减小[7]，[8]。再加上今天欧洲常规发电厂明显的容量过剩[6]，这些发展导致了基础和峰值负荷发电厂以及短期储存机组（即抽水蓄能水电站）的可利用性问题。从短期和中期来看，完全基于RES的电力生产本身既不能提供必要的产量，也不能提供必要的可靠性来满足全年所有时间的负荷需求。传统发电厂的发电量可以控制，对于提供基本和峰值负荷需求、缓冲风力和光伏电力供应不足以及通常覆盖可变RES电力供应预测误差仍然是必要的。解决这个问题的一个建议是实施容量市场，在这种市场中，（传统）发电厂不仅因提供能源而获得回报，而且因提供合理的电力容量而获得回报[9]。

容量市场有助于降低发电厂投资风险，因为它们为发电厂所有者提供了额外的收入来源。然而，容量市场的引入将增加另一种补贴机制，既阻止了纯能源电力市场的有效运作，又从长远来看，阻止了负担得起的能源过渡到电力部门的可再生能源份额。因此，引入容量市场的想法受到了其他人的质疑，他们认为纯能源电力市场实际上可以对比今天更高的可再生能源份额的电力系统有效运作[10]，[11]。b.从可再生能源的许多可能支持方案中，基于FIT的方案被证明是高效的能源政策工具。因此，RES的大规模部署，特别是风能和光伏的部署取得了显著的成功。实际的FIT付款，即FIT价格与每小时前市场价格之间的差额，在德国通过对电力消费（EEG Umlage）的额外征税来实现。由于EEG FIT计划的巨大成功，这一税收已经增加，即6.24 ect/kwhel，或约22%，平均居民电价为29 ect/kwhel（2014年）。德国零售消费者平均电价目前是欧洲最高的[12]，而前一天的平均销售电价是最低的[7]。在额外的长期价格上涨的情况下，消费者有兴趣降低适合方案的成本，并实现RES电力馈入到竞争性电力市场框架中的集成。虽然长远而言，对可再生能源发电单位的补贴计划最终会逐步取消，但可再生能源发电的不确定性，即生产预测与实际生产之间固有的不匹配，将会持续存在。作为建立完全竞争的电力市场的中间环节，电力市场面临着价格风险，同时也必须为预测误差付出代价，因此有必要对现有的电力市场框架进行修正。这种修正必须确保消费者和生产者的观点得到充分考虑，同时最大限度地减少监管行为。在本文中，我们分析了EPEX电力市场的以下两个方面，在保持现有的前一日电力市场设置不变的情况下：1）风和光伏机组的每小时电力馈送量与总负荷需求量的比较。2）如果给定的风和光伏发电量被确定为一个假设的可能边际运行成本范围（0-20 E/Mwhel)，则对前一日市场价格水平的估计，请参阅第四节-a以了解风和光伏机组的非零边际成本背后的原因和不利的文献回顾。基于这些假设，我们将讨论对电力市场和发电厂的影响。我们将尽量避免最初的问题是，是否真的有必要对电力市场结构进行实质性的改变，例如引入容量市场，或者是否有更简单的方法来减少由大量RES馈入造成的纯能源市场的扭曲。数据分析基于德国电力系统的高分辨率时间序列数据，这些数据由欧洲能源交易所(EEX)[13]透明平台和欧洲电力传输系统运营商网络（ENTSO-E）数据门户[5]提供。该分析是为2011-13年全年进行的。表一列出了所使用的时间序列数据和数据源。表IUSED数据和源时间序列数据源垂直电网负荷ENTSO-EGerman日前价格EEXGerman日前出价/出价曲线EEXGerman风馈入EEXGerman光伏馈入EEXVertical电网负荷，风和光伏馈入可用15分钟。分辨率，而前一天的价格和出价/出价曲线可用每小时的分辨率。所有对两种分辨率数据的分析都是在每小时分辨率和15分钟分辨率上进行的。

分辨率数据被下采样以确定每小时的分辨率。垂直电网负荷被调整以与德国的总供电量相匹配，即2011年561.3TWHH（2012年566.7TWh)[2]，[4]。EEX提供的出价/出价曲线数据似乎包含了哪些方面进行了调整和重组（每小时的步骤正好有200个需求/供应出价）；Suppedly，以模糊准确的出价和请求结构。然而，可用的数据质量完全适合我们的分析。（夏时制的影响被适当地移除。）三。EPEX SPOTA的定量分析。欧洲电力交易所(EPEX)是中欧和西欧主要的日内电力市场，直接为奥地利、法国、德国和瑞士提供服务。在这里，大部分前一天的现货市场交易都是通过EPEX进行的。2011年，EPEX德国/奥地利联合市场区的日间现货市场年结算量约为224.6吨[14]。然而，这仅占2011年德国约561.3吨电力供应总额（或德国和奥地利合计约627.8吨电力供应总额）的约40.0%（或35.8%）。到2013年，这些市场份额分别上升到44.2%(DE)和39.2%(DE+AT)。德国所有FIT补贴的RES发电都必须在EPEX日前市场(DE+at marketzone）上交易。2011年，这约占总用电量的101.3%或16.8%。在整个FIT补贴的RES馈电中，18.4%来自光伏，45.1%来自风力涡轮机[2]（德国和奥地利合计108台）。因此，可变RES机组贡献了全部FIT补贴可再生能源发电的63.5%。到2013年，FIT补贴的RES份额分别增加了112吨(DE)和119吨(DE+AT)。时间序列分析在下文中，对EPEX结算交易量（德国/奥地利市场区）、FIT补贴的可再生能源生产和电力负荷需求的各自年度时间序列进行了透彻的分析，两者仅针对德国。在本节的其余部分，所有0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1050100150200250300350 EPEX现货市场成交量与净负荷需求相对成交量([0...1]=[0%..100%])图。2.EPEX日前现货量与德国净负荷需求量（2011年）的直方图。结果数据是使用2011年全年(8\'760小时）每小时供电和负荷需求时间序列计算的。2012年和2013年的结果在性质上相似，表现出相对于总负荷需求而言，RES能源和日前市场份额都稳步上升。1)EPEX交易量与负荷需求：作为给定小时内总用电量的函数，日前市场容量的清除量在23.8%的最小贡献度和67.9%的最大贡献度之间振荡。2011年EPEX日前额与德国总负荷需求的直方图如图所示。2.年内清洁前市场容量与电力需求的平均比率为35.8%（容量加权平均值）。因此，它对德国/奥地利EPEX市场区2011年全年所有电力需求的贡献略低于一半，即2.4%(1.2)RES馈线与负荷需求：FIT补贴RES生产量作为给定小时总用电量的函数，在最低贡献5.1%和最高贡献4 9.1%之间波动。全年平均贡献为15.6%（体积加权平均值）。净负荷需求的光伏能源份额在零至22.2%之间变化，而Avolume加权平均值为3.4%（2011年）。

风能在净负荷需求中所占份额介于零至39.3%之间，数量加权平均值为8.7%（2011年）。3）RES馈入与EPEX交易量：在给定小时内，向现货市场投标的FIT补贴RES产量作为前一天市场总出清量的函数，在一年中变化显著。这一比例在15.3%和95.0%之间变化。FIT补贴RES馈入对整年前一日市场总成交量的平均贡献为45.0%（成交量加权平均数）。因此，由FIT补贴的RES发电贡献的电力不到德国/奥地利市场区内交易的全部发电量的一半。图中给出了2011年FIT补贴RES馈入量与EPEX day-aheadvolume的直方图。3.光伏能源在日前市场交易量中所占份额介于零至47.4%之间，交易量加权平均值为8.6%（2011年）。与此相比，风能在前一日市场成交量中的份额介于零至67.5%之间，成交量加权平均值为21.8%（2011年）。其他EEG输入，即生物量、土地和生物气体以及小水电，构成了体积加权平均值≈20%的EPEX总体积（2011年）。0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1020406080100120140160180200所有RES输入与EPEX点体积([0...1]=[0%..100%])图。3.补贴RES馈入量与EPEX日前现货量的直方图（2011年）。结果：尽管所有FIT补贴的RES发电量占德国和奥地利总负荷需求的比例不到1%（2012年≈19.2%，2013年≈20.0%)，但它占EPEX德国/奥地利市场区交易电量的近一半（2012年≈38.7%，2013年≈39.2%)。这清楚地说明了在直方图之间的差距的FIT-BuildZedres馈入量与总负载需求和EPEX日前量，分别作为givenin图。4.因此，由优序效应引起的观察到的前一日价格波动的根本原因变得明显：就成交量而言，前一日市场主要由补贴供应主导，因此推动了前一日价格清算机制的动态。这与德国电力系统的实际情况形成了鲜明对比，在德国电力系统中，健康补贴的再馈电发挥了次要但不断上升的作用。因此，在现有的纯能源电力市场中，一个明显的方法是通过在EPEX日前市场之外纳入更多的传统电力生产，即场外交易(OTC)来增加日前市场的交易量。EPEX和Nord Pool现货市场的比较将EPEX日前市场的情况与邻近的powermarket的情况进行比较，揭示了有趣的见解。Nord Pool是一个成熟的多国日内现货市场，包括北欧和东北欧洲国家芬兰、丹麦、挪威、瑞典和挪威[15]。北池国家的年总负荷需求(≈440 TWhel)与德国/奥地利EPEX市场区(≈665 TWhel)相当[4]。这两个电力市场都包括日间市场和日内市场，其组织方式相似（仅限于能源，在斯堪的纳维亚有战略储备）。

北池是，作为一个直接邻近和联系紧密的市场，有着同样高的集成度和同样少数拥有传统工厂的大公司，事实上，这是一个比较的理想候选人。两个电力市场之间的鲜明对比是，德国/奥地利电网区每年的负荷需求中，只有大约两倍（2013年≈39%)在EPEX日前市场交易，超过四倍（2013年≈85%)的北欧国家（爱沙尼亚除外）的负荷需求在日前市场交易。0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1050100150200250300所有RES输入与EPEX现货容量所有RES输入与ENTSO-E负荷需求容量([0...1]=[0%..100%])图。4.补贴RES馈入与德国净负荷需求量和EPEX日前交易量的直方图（2011年）。EPEX日前交易量（EEX现货至2009年）和Nord Pool日前交易量随各自市场区域年负荷需求量的变化见图。5.两个日前市场的市场份额多年来都有明显的增长，但诺德池日前市场的市场份额远远领先于EPEX。请注意，不一定所有在德国和奥地利的Fit-Buildzedres馈入（2013年≈20%)都可以直接提供给EPEX day-aheadmarket，即作为供应方投标。自2010年以来，德国输电系统运营商(TSO)有义务将所有FIT/EEG补贴的电力直接投入前一天市场。然而，由于私营行为者，特别是风力发电，对RES馈电的所谓直接营销增加，数据情况并不完全透明。然而，可以公平地假设，所有来自风力和光伏机组的可变再馈电--本质上是一种短期商品--至少间接地影响了当天的市场，即以减少负荷需求的形式。据我们所知，2002年2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年2011年201305101520253035404550556065707580859095100北欧负荷需求现货市场份额（2002--2013）EEX DE+AT负荷需求现货市场份额（2002--2009）EPEX DE+AT负荷需求现货市场份额（2009--2013）可再生能源DE+AT负荷需求份额（仅FIT-补贴）。5.EEX/EPEX德国/奥地利市场区与Nord Pool现货市场比较的前一日市场份额的演变。6.优序出价/出价曲线的质量结构：(a)在目前的EPEX日前现货市场，(b)在强制性集合中。没有内在限制，因此也是为什么在德、奥或欧洲其他地方无法达到与北欧国家类似的现货市场份额的可信原因。增加日前市场份额的一个政策工具是引入强制性集合用于实物能源采购，就像西班牙(OMEL)和美国电力市场（例如。PJM)[16,p.第71页。106]，至少在过渡阶段，以及使用未来市场进行套期保值。通过将EPEX日前市场份额增加一倍，日前市场上FIT补贴的RES馈入份额平均减少一半。很明显，这将导致众所周知的RES功率生产的功绩顺序效应的显著减少。从结构上看，优序效应的降低是由于供应出价曲线的平均斜率dpspotdvspot较低。由于总体供给量（Vfull>Vpartial)，特别是基本负荷发电机组（Vbase,low,Vbase,high）较大，由于RES生产量的波动性导致的pot价格波动性明显较低，如图1所示。6.假设如下：I今天的现货市场供应曲线已经涵盖了全部现货价格范围，即[±3\'000E/Mwhel]（请参考图7中的实际买卖曲线示例），II在强制性联营制度下，现货市场供应数量将高于今天，即。

VFULL>VPARTIL，强制现货市场池中的供应曲线斜率必须平均低于今天（或至多相等）:dpspotdvspot vFULL≤dpspotdvspot vPARTILL。（1）在第四。四节中，后续研究的一部分是在前一日市场的RES馈入份额对优序效应的数量影响。在电力市场中考虑RES边际成本对电价的影响下面我们用RES机组的边际运行成本分析了如果风能和光伏并网必须在日前市场结算时对日前电价的定量影响。预测误差的体积，即预测的馈入与实现的馈入，不在再供应商的范围内。注意，这种情况仍然构成一个支持方案，但比现有的FIT方案更温和。与化石燃料发电厂相比，“风能和光伏发电厂或任何其他可变RES生产单元，如河流水力发电厂或集中太阳能发电厂(CSP)的太阳能发电厂的燃料成本显然为零。（注意，CSP工厂的气体燃料部分显然会产生燃料成本。）然而，对于可变RES单位，还有其他成本成分可以被视为边际操作成本。这些可能包括工厂运行的边际损耗，至少可以直接归因于运行时间和生产能量的部分，对于任何涡轮驱动的工厂，以及按每单位生产能量计算的减让税和土地租赁付款（以兆赫为单位）。例如，瑞士瓦莱州（Wasserzins）和德国萨克森州（Wasserentnahmeabgabe）的水力发电单位存在基于能源的边际特许权税。土地租赁付款，例如风能和光伏发电设备的土地使用，由相关方（即土地所有者和RES发电厂所有者）自行决定，但通常确实包括发电厂的收入部分。中期，例如，当现有的FIT支持计划被逐步淘汰或调整为不包括agrid接入担保时，可能至少有一部分重新接入的前一天价格和数量风险必须由这些设备（特别是风能和光伏发电）直接支付。这种义务将导致一种形式的保险费或风险承保可变RES电力生产的预测误差。今天，系统运营商通常必须通过先验获取controlreserve功率容量来弥补预测误差，然后实时提供所需的平衡能量。因此，运行可变RES单位的总边际运营成本是单个成本成分的总和：RES单位的边际生产成本[E/MWHEL]=磨损成本[E/MWHEL]+土地租赁成本[E/MWHEL]+特许权税[E/MWHEL]+预测误差[E/MWHEL]。其效果是RES生产的边际运营成本，尤其是风电场，由于风电场的风险覆盖成本必须通过实际发电来获得，因此风电场的风险覆盖成本为正，这显然会改变风电场的竞价行为，也会改变风电场的序位曲线结构。对于一个系统对RES网格集成成本的观点，请参考[17].a。文献综述-风力发电和光伏发电的边际成本我们从最近关于发电成本报告的文献调查中获得了RES机组的一般磨损运行成本，主要是运行和维护(O&M)成本[18]-[20]。风力发电（陆上）的运行成本在15-27 E/MWHEL之间，而光伏发电的成本在22-33 E/MWHEL之间。在经合组织国家中，陆上风的O&M值中位数为17E/MWhelf，光伏的O&M值中位数为23E/MWhelf[18,第102页]。这些运营成本的平均份额并不是真正边际的，也就是说，每生产一个额外的（边际）电力单位（兆赫）就会产生额外的成本。用于风力发电机等的运动部件。

人们可以公平地确定一些边际运维成本，而在光伏发电的情况下可能不会这样做。土地租赁和特许权税的边际成本总是根据场地的具体情况而定。对于上述水电特许权税，成本范围约为1 0-20 E/MWhel，覆盖预测错误风险的边际成本或保险费以及通过辅助服务市场调用控制备用电力和能源的相关成本也将根据现场具体情况并取决于负责的系统运营商。以德国TSOs为例，由于最近监管透明度的努力，对风力和光伏预测误差的平衡成本进行估计是可能的。最近评估，2011-2013年的平衡费用在0-10 E/MWhels范围内[21]。风能和光伏供应出价假设。随后的分析基于某些关于风能和光伏边际成本和供应出价的假设:o如果FIT方案为所有FIT支持的RES生产提供了馈电保证：假设传输系统运营商(TSO)给所有RES一个很大的负报价，o如果FIT计划没有为所有FIT支持的RES生产提供馈入保证：我们假设风能和光伏机组的总边际运营成本在0-25 E/Mwhel，以5 E/Mwhel的步长模拟。o只考虑风能和光伏电力馈入，因为它们占德国FIT补贴RES馈入的大部分，即三分之二。o陆上和离岸风力发电馈入之间没有分离。目前，德国不到5%的风能装机容量是离岸的，因此目前可以忽略不计。未来，必须考虑离岸和陆上风电接入的两种不同的运维成本。o电力市场的需求方面不受影响。MethodWind/PV FIT馈入在前一天市场结算，要求为-3000 E/Mwhel，因为支付的FIT独立于实现的前一天现货市场价格，并且TSO必须确保RES馈入的权利。现在的一个主要问题是，如果风能和光伏必须在市场条件下解决，最终的市场价格会是多少。下面我们将研究用实际边际成本结算RES馈入的影响，如第四节-A节所给出的。在计算中，我们根据EPEX买卖曲线结算日前市场。我们不触及需求曲线，并通过应用相应的边际costson风和光伏体积来重新排列ask曲线。结算是基于EPEX结算[22]完成的。无花果。7给出了实现和修改后的ask曲线的演化过程。在这里，用假定的边际成本来解决风能和光伏会导致风能投标的明显跃升，由此产生的电力市场要求曲线。分析的结果，在以下情况下，我们计算了假定有显著边际成本（即25 E/MWHEL）的RES馈电的艺术日前价格：1）只有风能馈电用边际成本结算。2）只有光伏馈电用边际成本结算。3）风能和光伏馈电用边际成本结算。我们讨论了由此产生的艺术日前价格对三种主要发电厂类型的影响，即基本负荷、可移植性峰值负荷发电厂和存储单元。1）现货价格形成分析：首先，我们分析了当风能馈电用边际成本结算而光伏馈电仍有补贴时的影响。无花果。8显示了在假设下，风能是用边际成本结算的日前价格的结算。结果表明，再也不存在负价格效应。有些小时的结算低于风力机组的边际成本。在这几个小时内，来自其他更便宜来源的电力供应有助于满足负荷需求；没有风力发电被调度。

9显示了构造的前一天价格，其中风力馈入仍然支持FIT和PVis使用边际成本结算。分析表明，纯光伏接入超过边际成本并不改变高于边际成本水平的高电价的整体结算。一天中的尖峰-Ahead1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6 2.8 3 3.2 x 104-3000-2000-10000100020003000修改后的ask曲线ask曲线BID曲线Evolume[MWhel]图。7.修改后的EPEX现货市场出价/出价曲线（RES出价=25E/Mwhel)，2011年1月1日(1thour)。价格保持不变，前一天的负价格事件也保持不变。在纯光伏的情况下，负现货价格不会消失，因为它们都发生在非高峰时期，即光伏生产与高需求同时发生。如果光伏装机容量进一步增加，由于光伏接入，我们可能会在高峰时段观察到负价格。10显示了使用风力和光伏发电馈电的边际成本的出价/出价曲线。仅就风馈而言，有些时数低于光伏的边际成本，低于风的边际成本。在这些时间里，来自其他基础负荷发电厂的生产是先进的；2）生产者的观点：正如第一节所讨论的，我们分析了风光伏并网对三组发电厂的影响：1）基础负荷发电厂（核能、褐煤、硬煤），2)峰值负荷发电厂（燃气和储存发电厂），3)短期储存（PSHP和其他技术）。10，当RES单位必须满足各自的边际成本时，所有的负价格都消失了。在某些时间内，结算的日前价格甚至低于光伏的成本，并被其他基础负荷厂所覆盖。此外，至少基础负荷发电厂的边际成本低于风力和光伏机组的边际成本。存在低于引入的风电场边际成本的bids，说明传统的基荷发电装置的边际成本低于风电场边际成本。除了负边际成本，虽然通常是避免其他必要的发电厂在几个小时内下降或甚至关闭的结果，但也存在更长时间的无风和光伏生产，因此大基负荷发电厂可以在本文假设的风和光伏边际成本以下运行。第二类发电厂，如天然气装入机组和较大的储藏厂，不受这一变化的影响，因为它们从高峰时段开始运行。3）消费者观点：FIT产生的高成本将会降低，因为重新发电可以以明显更高的价格解决。预测误差覆盖的成本rapr11 7月11日10月11日2月12日5月12日8月12日11月12日12-200-150-100-50050100150200实现spotmodified spotTime[小时粒度]图。8.无(FIT)和有边际作业成本(25E/Mwhel)的前一日现货实际价格比较；仅风馈入。4月11日7月11日10月11日2月12日5月12日8月12日11月12日12-200-150-100-50050100150200实现spotmodified spotTime（小时粒度）图。9.前一日与FIT和前一日与边际成本的比较（RES BIDS=25E/Mwhel)；仅PV馈电。4月11日7月11日10月11日2月12日5月12日8月12日11月12日12-200-150-100-50050100150200实现spotmodified spotTime（每小时粒度）图。10.风能和光伏发电机的实现前一日与FIT的比较以及前一日与边际成本（RES BIDS=25E/MWHEL)（风能和光伏馈电）的比较仍然存在，但确定由此产生的成本显然超出了本文件的范围。鉴于FIT计划的长期保证（20年），总的部署成本可以显著降低，并似乎有可能过渡到竞争激烈的现货市场。4）市场约束下的RES生产商观点：如图1所示。