德國電力市場設計的得失與啟示

　　德國是最早實施能源轉型、開放能源市場交易的制造業強國，其電力市場設計對于我國有可借鑒之處。但學習外國的先進技術和經驗，不只是學習其優點和成功之處，更應學習其失敗的經驗和教訓，以避免自己的創新之路重蹈覆轍。尤其應借鑒在外國實驗道路上不那么引人注目的嘗試，在此基礎上去偽存真、因地制宜地開拓思路，建設適應本國國情的新型電力市場。

　　在新型電力系統這個概念出現以前，并不存在一個與之相對的傳統電力系統的概念。因為除了唯二的德國和中國這兩個煤炭產量大、工業用電量大的強國之外，其他國家的能源利用方式各有不同，所以盡管德國僅僅維持著與廣東體量相當的電量規模，但10年來從曾經以火電為主的電力系統，轉向如今既棄核又棄煤、以新能源為主的新型電力系統的過程中，可以為我國所借鑒和吸取教訓的地方實在太多。

　　抉擇容量市場

　　2010年時德國新能源發電量不到20%，2020年德國新能源發電量占比已達到44%。十年翻倍的過程中，如果要總結最大教訓的話，個人認為至少有如下三條：

　　其一，盡管德國分布式新能源比例已經不低，但還是沒有意識到新能源比例突升的過程中分布式接入配電網的作用力之大，因此對配網的靈活性改造和市場設計嚴重滯后，對新能源安裝商和運營商的管理缺乏前瞻性。

　　其二，直到2015年3月20日遇到前所未有的日全食，德國光伏遭遇重創后，才開始對能源消費端的遙控、遙測、遙調改造，才開始在市場端推動需求側、可中斷負荷、虛擬電廠等以用戶為主線的市場運營模式。

　　其三，以平衡結算單元作為核心機制來促使新能源電站和售電交易公司注重參與平衡輔助服務市場和獲利解套補貼，但對氣象預測、負荷預測、價格預測的強制性和技術支持都不夠，市場反應在初期走了太多彎路。

　　客觀地說，德國電力市場在設計之初未必不想借鑒現成經驗，美國的PJM和北歐的Nordpool就在眼前，但經典的電力市場設計之所以復雜，是因為火電廠的邊際成本和運行條件不一樣。如果以新能源為主的電力市場設計是從零開始的，這種邊際成本幾乎為零的形態恰恰是市場設計難度最低的。所以在德國，人們經過了很長時間才明白，當新能源比例提升到25%左右時，開始可以和火電抗衡，甚至逐漸成為發電主體，才是造成很多問題的根源。

　　首要的沖突，就是容量市場是否需要。

　　容量市場的理論來自英美體系。隨著新能源安裝量的不斷上升，傳統電廠的發電比例日益下降，對電網調控，尤其是調峰調頻容量產生了更多和更高的需求。對于經濟效益下降的傳統電廠來說，在能量市場上無法與邊際成本幾乎為零的新能源競爭，也可從容量市場上獲得一些補償。

　　以英國和美國為首的一些國家很早就開始設立容量市場，讓各種電廠尤其是傳統電廠除了在能量市場里履行一般性的電力交易和供電義務外，還必須履行一定的容量備用義務，強制性和預先性地滿足一定的電力工業長期性和臨時性的備用責任，以確保長期電力供應安全。提供這一部分容量供應的電廠可以獲得一部分補貼，以此吸引一些新的電力投資，引導資源配置，同時也可避免短時間內容量緊張導致電力交易市場極端價格的形成。

　　為此，這些國家設計了容量市場并形成了幾種不同的模式。僅在歐洲，就有法國的強制容量備用、西班牙的戰略補償、英國的集中容量拍賣等幾種不同的模式。

　　從宏觀來看，容量市場確實是能量市場的一個有力的補充。但容量市場的設計很大程度上受著整個電力市場及能量市場設計的制約和影響。在歐洲日益推崇并推動統一的全歐電力交易市場背景下，再來看各國對容量市場的態度和設計的確是一件耐人尋味的事情。

　　法國作為一個電力體制依然保持濃厚工業化壟斷氣息的國家，100%的輸電網和95%的配電網依然被法國電力公司緊緊控制，再加上70%的電源來自核電這種參與調頻比較困難的電源，因此在法國，帶有濃厚計劃經濟色彩的強制性容量證書承擔調峰調頻任務的體制就非常容易被人接受。

　　而在西班牙，由于最初西班牙政府以大躍進的方式提供了超出市場水平的新能源補貼，結果造成了難以預期的補貼窘境，不得不強行將其廢止之后，爆發增長的新能源市場對傳統電站的打擊也是毀滅性的，因此西班牙政府開始和能夠保證備用電力裝機容量的電廠簽訂長期合同，以每年獲得固定補償作為固定投資的回收補助，縮短電廠投資回收期。但這種體制對短期的調頻容量和需求側價格傳導的影響作用較淺，還需要更多其他機制進行補充。

　　對于英國而言，其國土孤懸歐洲大陸之外，其電力系統僅與法國有200萬千瓦的直流電纜連接，這一特殊地理環境使得英國長期維持一種信念，即電網必須保持足夠的備用容量來維護系統穩定。因此英國在其國家電網的主導下，設計了一個與能量市場并行的容量市場，呼吁所有的電廠包括核煤水氣風光等都來競拍未來容量。但最后發生的結果卻和設計者預想的大相徑庭，傳統電廠通過報出相對低價獲取了超過80%的容量市場，原本設想以此激勵新能源和儲能投資的狀況并未出現，使得容量價格反而成為額外的多重收益被傳統電廠收入囊中。

　　德國的情況和這些歐洲主要國家又有很多不同。德國電網運行水平相對較高，電源分布合理且充盈，德國地理位置處于歐洲中部，可獲歐盟大電網的充分備用支持。最后也是最重要的，由于新能源持續高速發展，新能源補貼已成為德國政府巨大的負擔，終端電價持高不下，德國為了支持能源轉型已經接近可以承受的極限。

　　因此德國最后沒有采納容量市場的設計，最重要的原因應該是三個：第一，成本太高，在德國發電容量已經超配的情況下，引入容量市場將是一筆很大的花費，為此德國決定忍受能量交易市場上，因系統備用不足可能出現的每年20個小時左右的超過3000歐元/兆瓦時的短暫高價。第二，德國有其他國家沒有的、也是其電力市場體制最大的特點——調頻備用市場，這對單純的能量交易市場和發電廠的收益都是一個補充。第三，德國希望堅定不移地深化能效管理，強調靈活需求側響應的新能源消納之路，因此反而希望看到市場能量交易價格出現適應供需變化的價格體現。

　　容量市場不是不重要，但德國做出只開展能量市場的選擇，當然是更多考慮到接納更大比例新能源的用意：因為沒有容量市場，就必然會在市場上出現尖峰高電價和負電價，而這種強烈的價格信號對用戶側會形成極大的刺激和約束，這是試圖實現碳中和的國家必須要考慮的要素。

　　由此我們應該很容易得出結論：歐美迄今為止的電力市場設計，尤其是現貨市場當然不可能提前或者專門考慮到大規模的新能源消納，但好的電力市場體制或者說足夠專業的電力市場設計者，必然要具備這種隨時可以調整也知道怎么調整的能力，去接納更多新型能源并網接入的可能，甚至要足夠靈活和強大到包容用戶側大量安裝新耗能裝置、新發電設備的程度。

　　挑戰負電價

　　負電價是第二個以新能源為主的電力市場設計的難題。

　　在以傳統電源為主體的電力市場下，發電企業實行競價上網，供應曲線與需求曲線交叉的價格就是市場出清價格，電力市場競價上網的基本規則是按照不同發電類型的邊際成本進行優先排序，競價時按照邊際成本由低到高排序。當可再生能源進入市場后，電力批發價格會出現下跌。一種特殊的情況是，當可再生能源發電量本身就滿足用電負荷時，批發電價就是零。而更為極端的情況是，當可再生能源發電量超過用電負荷需求，市場處于供大于求的狀態，此時市場批發電價跌至零以下，這就出現了所謂的負電價。出現負電價的時間大多是在陽光燦爛或大風的節假日時段，例如圣誕節之夜。

　　如果沒有負電價，包括可再生能源在內的各類電源都會出于經濟利益盡可能多發電，從而加劇電力市場供大于求的狀況。因此，市場設計中缺少負電價的弊端愈發凸顯。常規電源中，除了燃氣機組可以靈活啟停外，煤電、核電等都不適于頻繁啟停或快速上下調節出力，不僅技術上難以實現，而且成本代價也非常高。當在某個時段可再生能源出力非常之大，足以滿足甚至超過用電負荷，導致電力批發市場電價為零或為負時，系統中的煤電等常規電源為了避免啟停帶來巨大經濟損失，不得不在電力市場上按照負電價競價，寧可“倒貼錢”也要獲得繼續發電的權利。

　　但是，負電價要不要及時傳導到用戶側，德國電力市場設計者們一直猶豫不決。當電力市場批發電價非常低，為零甚至為負時，理論上用戶用電價格也應下降，用戶應該得到相應的實惠。但現實情況非常復雜。在德國，用戶一般都與售電商簽訂售電服務協議，協議期限通常是一年，給用戶的電價在協議期限內是固定的。售電商代表用戶到市場上參與電力買賣交易，在批發電價基礎上加上輸配電價、各種稅費(包括可再生能源電價附加費)，在考慮售電商合理收益后，來確定用戶的電價。售電商直接參與市場交易，其價格與市場實時聯動，但與用戶電價并不發生聯動。因此售電商本身需要承擔很大的經營風險，如果這一年電力市場批發電價非常低，而給用戶的協議價格定高了，那么下一年用戶就會拋棄原來的售電商，轉向價格更低廉的售電商;反之，如果這一年電力批發市場電價非常高，而給用戶的協議價格定低了，售電商就要承擔損失。

　　負電價對用戶主動購買和使用綠色電力套餐的引導特別重要。隨著新能源裝機和發電占比不斷提升，出現負電價的次數和時長都會增加，但是用什么樣的方式將電價傳導到用戶側，使終端電價引導消費生產，的確是一個難題。

　　因為要成為一家綠色售電商并且在市場上存活實在太難了。由于可再生能源長期預測性差，而短期現貨市場的價格風險高，售電商一旦風險管理失誤就會帶來慘痛的后果。很多綠色售電商也擁有可再生能源發電資產，如果售電出現風險，發售一體的資產組合管理就會遭受巨大損失。為了在各類電力市場中博得更多收益，綠色售電商還會將儲能、需求響應等資源納入到資產組合中，進行集中優化(即所謂的虛擬電站)，如果沒有一個合適的算法和一定的數據處理能力還是無法在市場上立足。所以留下來的綠色電力運營商，幾乎個個都把負電價出現的時刻充分利用，以虛擬電廠或者負荷聚合的方式主動抓取負電價的機遇創造綠色利潤。

　　如果市場設計者在最初沒有這樣的決心接受負電價，并且決意將其傳導到消費側，從現貨到產銷者直達的市場聯動鏈條建立不起來的話，分布式新能源就很難借由市場的價格引導，以最快的速度突破30%-40%這個新能源高比例并入電網最艱難的階段。

　　首創平衡結算單元

　　新能源的不穩定性必然會增加備用容量的需求，如果不采用市場的方式解決就意味著必然要賦予電網更強的調度權。電力市場設計在這一點上從一開始就以火電發電側承擔更多義務為基礎，因為人們花費了很長的時間才認識到時間維度上的調頻能力比空間上的協調更加重要。

　　在德國，經濟高效容納可再生能源的最大障礙被認為是投資者和生產商無法根據市場的變化，確定何時何地需要多少電力并由此來做出運營的決定。能源市場的組織方式必須使價格信號盡可能不失真，并且保持足夠的敏感度。而讓用戶們對價格敏感的考量卻從一開始就被忽略了。

　　所以德國最獨特的市場設計就是平衡結算單元。這個設計一開始被糟糕的翻譯——“平衡基團”給埋沒了。“平衡基團”讓人無法明白它的作用。發電商和大型能源供應商進行電力交易，交易分為期貨和現貨交易。期貨一般提前一個月到6年進行，而現貨交易在電力輸送的前一天和當天進行，即日前交易和日內交易。當發電商因故障無法滿足原發電計劃，或者新能源發電因預測錯誤導致供需不平衡時，可以在日內交易進行調節。

　　在每小時交付電量之前，發電商、電力供應商將自己的發電計劃或者電力需求預測傳遞給平衡結算單元，這個平衡結算單元可以由幾個發電商和電力供應商共同組成，或者由一個大型發電集團對旗下電廠所有機組匯合一起單獨成立，在一個平衡結算單元中，各電力企業需滿足每15分鐘內電力的供需平衡，當內部無法平衡時，可以和其他平衡結算單元的電力企業進行電力交易，否則就要接受導致電網供需不平衡的罰款。

　　在相互關聯的電力市場中，平衡結算單元將是確保市場參與者財務平衡的最佳工具。在新能源比例不斷增長的前提下，可以預期測量的平衡周期將從15分鐘降低到至少5分鐘甚至更短的時間。時間越短，對系統解決頻率問題的幫助就更大，但對自動化和數字化水平要求更高。在一個高度分散的市場中，生產和消費單位規模都很小，通過物聯網算法交易和自動運行平衡對這些單位進行交互式通信和控制成為必然。

　　平衡結算單元是支撐著新能源入網比例達到40%-60%這一最關鍵階段的有效設置。由此在分布式配電網和微電網中，每個發電商、零售商、電力交易商甚至消費者都可以與輸電網公司簽訂合同，成為一個平衡結算單元，無論他們在哪里設置物理饋入點。2018年開始，德國電力市場進入2.0階段，一個重要的舉措就是必須增強電網各部分各角色的靈活性，而靈活性絕不僅僅是設備或者系統能力上的靈活，市場設計也必須保持高度的靈活性。

　　由于靈活性選項的潛力如此多樣，比如各種儲能，因此沒有必要專門推廣個別技術。從經濟角度來看，最有成本效益的解決方案應該來自開放的技術競爭。做到這一點的關鍵是盡可能不失真地給出價格信號，但這個信號在調頻服務上遇到了時間顆粒度和功率度不斷下沉的趨勢。

　　在德國、比利時和北歐的很多國家，傳統的調頻調峰被重新歸類成了FCR(頻率抑制備用)、FRR(頻率恢復備用)、RR(替代備用)，其中FRR還分為手動aFRR和自動mFRR。FCR通常的作用區域在1分鐘左右，aFRR在5分鐘，mFRR在15分鐘左右。但是在火電比例更低、新能源頻率震蕩更加激烈的英國，甚至還推出了EFR(增強型頻率響應服務)，即在1秒或者更短時間里對頻率偏差實現100%有功功率輸出的一種調頻服務，在這之下還有動態遏制(DC)、動態穩定(DM)和動態調節(DR)。

　　1秒下的頻率響應，容量需求不大但是要快，100千瓦甚至50千瓦的設備控制就成為常態。如果它們碰巧不在一個區域，那么跨區域的虛擬電廠連接和運營就成為必須。這種顆粒度的下沉和空間維度的跨越，是迄今為止德國這樣新能源比例已經很高的市場模型遇到的最核心的挑戰。

　　但是這個挑戰真正的麻煩并不在市場端。

　　解決調頻備用容量問題的一種方式是在更大的區域，比如歐洲范圍內進行區域平衡市場設計。近年來，歐洲地區和國家電力市場逐漸融合，整合更加緊密。國家電力市場受益于跨境電力交易的可能性，可以更好地平衡消費和發電的差異，此外，歐洲的需求高峰并不總是同時出現。由于內部市場的這種超區域平衡，可以保留較少的容量。計劃外停電的概率也不斷降低，因為在更大的市場中供需可以更好地匹配，個別線路的故障可以更容易地得到補償。這意味著供應安全將得到加強，歐洲的發電成本將下降。

　　但是區域市場對協作的要求極高，對市場套利的預防和容忍度也極高。德國、比利時、英國快速爆發的電池儲能市場會讓很多電網公司的專家感到憤怒，因為每一秒鐘這些電池的收益可能就是那些專家一年的薪水。在澳洲和英國，這樣的市場設計的確催生了很多暴發戶。

　　要么就選擇另外一種方式，就是索性把這些調頻需求堆積到輸電網調度，但空間維度的電力不平衡發展到極致造成了德國電網南北的極度不平衡以及傳輸瓶頸，最后不得不進入電網干預再調度(Redispatch)模式。

　　再調度模式即加強現實版的中心化調度，用日間現貨市場的價格成本去改變日前市場的調度格局，在遇到系統傳輸瓶頸時，人為干預阻塞的線路兩側的傳統電廠和新能源電站，并參照現貨市場的價格結算并計入可再生能源能源補貼池，電網公司在過去的十年因為新能源越來越多而產生的再調度費用平均為5億歐元。

　　再調度原來只針對10兆瓦以上的電廠，隨著新能源占比提升，終于在2021年底開始進入到一個新的海量模式：所有100千瓦以上的機組、新能源電站、儲能等各種發電設備都必須具備再調度的能力。這就意味著那些藏在配電網里的新能源們要被挖出來主動參與電網的動態調節。

　　德國電網98%是配電網，其配電網是能源轉型的重要基石。德國配電網由900多家公司運營，電網規模不同，供需條件各異，配電網運營和發展的復雜性很高。由于德國90%以上的可再生能源發電接入配電網，現在已經不得不開始在配電網側提供更多的靈活性和可控性資源來消納新能源。未來的配電網，即所謂的智能配電網擁有復雜的分布式供電系統，必須應對復雜的雙向潮流，需要安裝智能電表等測量裝置，且在低壓側支持儲能設備和電動汽車并網，這需要配電網對低壓端口進行調控和雙向通信，不論中壓還是低壓都將配有復雜的線路保護。這些巨大的變化發生之快，讓很多配電網運營商猝不及防。至今，還只有少數配電網運營商擁有效率極高的監控系統，不論配電網還是輸電網運營商，未來必須要快速且經常性地應對動態的發電曲線、潮流逆向，以及配網側頻繁無功補償裝置投切和電壓調節等新的挑戰。

　　所以德國的再調度2.0還包含那些小于100千瓦但是已經具備被配電網公司完全自由調度的新能源設備，大大小小的配電網公司，即市縣一級的供電公司也將走出輸電網公司的保護區，獨立自強地應對更多市場和技術端帶來的改變。除去發電廠側的AGC電廠自動化和輸電網的EMS能量自動化控制，整個未來電網的能力擴建幾乎全部積聚在配電和用戶端，如地理信息系統(GIS)，智能表計(AMI)，需求側響應(DSM)，資產管理(Asset)，電力交易系統(Trading)，能效管理分析(EA)，車網互動(V2G)等，在可預期的未來很多創新點。

　　在德國，隨著新能源不斷發展，電力市場改變最多的還不是用戶的錢包、電網的投入、學術界的設計能力，也不是更加合理的價格水平和能源投資的分布，而是全社會、各相關方對電力市場認知能力的高度提升，而這種提升又會催生更多的交易品種和復雜設計，然后再提升各方的競價與參與能力，而讓整個競爭處于良性之中。

　　所以，好的電力市場設計在于能不能吸引更多角色進入市場開展競爭和協作，從而在降低系統總成本的前提下，以收益和價格為刺激信號不斷提升參與方的能力，從而逼迫市場設計進入更高水平的正循環。

　　這是一種和精英主義邏輯背離的實用主義邏輯。客觀地說，中國電力市場設計最大的問題可能就是那種害怕出現問題的過度焦慮感，總是想保持在各種維度和變數下的絕對正確。從這個角度來看，德國電力市場20多年來就像一個漏雨的頂棚，每年要縫縫補補的地方很多，似乎很難成為學習的榜樣。但真正的學習，要從改變學習的邏輯開始。以新能源為主體的時代正在到來，我們要習慣面對變化。

　　作者系德國華人新能源協會創始人。

作者：廖宇