德国能源转型中高比例可再生能源的市场设计

郭欣，博士，于 1984年赴德国读博，毕业后一直在德国从事网络控制工作，是德国第一代综合能源网络控制系统的开拓者之一，主管过德国BTC商业技术咨询公司的第二大业务“智能网络”，担任过BTC公司上海分公司能源部的总经理，现任德国PSI软件公司的高级业务发展经理。

（来源：微信公众号“电力法律观察” ID:higuanchajun 作者：郭欣）

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以下为正文：

可再生能源在电力消费中的比例正在稳步增长：从2000年的6%到2020年的46%，超前完成2020年35%的目标，为德国2045年提前实现碳中和奠定了基础。包括绿党组成的德国新一届政府将采取更激进的措施，计划可再生能源比例2030年就达到80%，把以前2038年弃煤的计划又提前了8年。为了达到这一目标，岸上风电计划面积将扩大一倍，海上风电2030年达到30吉瓦, 2035年达到40吉瓦，2045年达到70吉瓦。光伏发电的安装功率到2030年要达到200吉瓦，按年发电1000小时换算约增加72吉瓦。加上海上风电达到140吉瓦，理论上能满足105吉瓦交通电气化和41吉瓦供热电气化能源转型的需求[1]。由此看来，德国新一届政府可能认为将能源消耗降低一倍是不现实的，只有提高可再生能源的发电量才能完成能源转型，进而实现碳中和的目标。

德国可再生能源的补贴曾使德国的电价一路攀升，成为了世界上最高的电价，最后又迫使各党派达成共识，要逐步地取消对可再生能源的补贴，争取在2026年完全取消可再生能源“税” [2]。德国新一届政府计划提前取消对可再生能源的补贴，预期可以使德国居民电价回到正常水平。

高比例可再生能源的市场设计包括可再生能源的补贴设计、可再生能源的电力市场设计和可再生能源的的安全供电三个方面。下面将用一些德国能源市场的历史事件分别举例解释这三个方面设计的理论和原则以及它们在实际中应用的效果。

一

//德国可再生能源的补贴设计

一般来说，可再生能源的补贴设计分为价格控制和数量控制两种模型。价格控制模型是先确定好价格，再通过监管的方式确定补贴数量。简单地说就是通过补贴电价促进可再生能源的发展。由于补贴价格是固定的，可再生能源的发电价格是未定的，所以补贴数量的结果是不确定的，因而价格控制模型的补贴总成本有很大的风险。数量控制模型是先确定好数量，再通过拍卖的方式确定补贴价格。简单地说就是通过拍卖量来促进可再生能源的发展。由于补贴数量是固定的，可再生能源发电价格是未知的，所以中标价格结果是不确定的，因而数量控制模型的补贴最终价格有风险。

图一：德国可再生能源发展和政策调整的关系

德国政府觉得保护投资人的长远利益更有利于发展可再生能源，所以决定采用价格控制模型。2000年首次颁发的可再生能源法规定了固定电价补贴20年。在很长一段时间里，价格控制模型被认为是非常有效的，使德国的可再生能源得以迅速发展。

图二：光伏组件价格的历史发展

光伏组件价格不断地下降，数量每翻一番价格就会下降25%（图二），超过了德国价格控制模型中对光伏价格的预估。结果价格控制模型果然出了典型的风险问题，即光伏发电补贴的数量失控。2009年以后，由于光伏发电补贴过多，造成电价迅速上涨（图一中红色曲线的第一次上升部分）。德国政府 2012年修改了价格控制模型中光伏价格的模型，降低了对光伏的补贴（图一中红色曲线的第一次平缓部分）。针对可再生能源的波动性引起的电力系统平衡能量逐渐地增多，德国政府又对可再生能源上市实行了义务制和奖励制，发挥了具有自平衡机制的电力市场的作用，减低了对电力系统平衡能量的需求[3]，但是能源密集型产业的免税使分摊到其它工业和居民的电费成倍上涨（图一中红色曲线的第二次上升部分）。当时德国政府的定价原则是补贴应高于现货市场价格。由于可再生能源越来越多，现货市场价格下降得越厉害，所以大多数可再生能源的持有者还是选择继续拿补贴。虽然平衡市场有了一直激励的机制，但现货市场仍然没有什么起色，也没有解决电价居高不下的困局。德国政府2014年不得不又重新修订可再生能源法，要求自备电厂也必须缴纳可再生能源能源“税”（能源密集型产业除外），限制不合理的“避税”的情况。

2017年风电的价格开始接近化石能源，德国政府再一次修改可再生能源法，从以前的价格控制模型改为数量控制模型。基本上是将价格视为市场反应，将数量视为政府要求（而不是像以前那样反过来）。招标改为拍卖的方式后，小公司利用利润低中标居多。2017年的可再生能源法还引入了补贴市场直销的激励原则。如果可再生能源发电直销现货市场，从市场获得的盈利低于固定补贴，差值部分由政府补齐。明显不同于其它国家的是，如果市场获得的盈利高于固定补贴，增值部分不必上交。这一市场激励方式被认为是卓有成效的，有效地抑制了可再生能源“税”的继续上涨（图一中红色的补贴曲线再次平缓），成为德国可再生能源高消纳的一个秘诀。

德国新一届政府已决定将在2023年取消对可再生能源的补贴。这将大大促进储能的发展。电转热将会因此很快商业化，一方面补足热泵数量不足的情况，完成2030年“绿色”热能供热达到50%的新目标，另一方面通过电转热的灵活性保障电力系统的安全运行。按照德国新一届政府的计划，电力市场也需要重新设计，准氢气（H2-ready）燃气电厂将会扮演重要角色，基础将是综合能源（所谓“行业联盟”），弥补目前电力现货市场机制的弱点。其实德国新一届政府的大部分能源政策早已是专家们的共识，联盟党上台也会如此，可以说是政策专家化了。

二

//德国可再生能源的电力市场设计

德国选定了用纯电量市场原则作为发展可再生能源的电力市场设计原则。在纯电量市场中，激励措施的出发点是在某一时间点的负荷需求。当负荷需求量得到发电量的满足时，就形成了价格。这个满足最后一个单位需求的边际价格是基于发电的边际成本或需求的边际效益。理解这一机制的关键是，机会成本是边际成本和边际收益的一个重要因素。比如发电商可以根据市场价格把电卖到现货或平衡市场，那么在平衡电力市场上，机会成本对应于现货市场上的预期收入损失。根据机会成本发电商可以选择现货市场或者平衡市场交易。发电的边际成本或需求的边际效益并没有一个恒定的值。在负荷需求量大的时候，通常也会获得更高的收益，从而有更高的电价的意愿。纯能量市场的基本特征是，没有政府规定的担保电力需求，市场电价也不受到政府的限制。

德国的电力市场设计基于铜板原理，假定电网容量无限大，可以不限地域进行自由交易，非常有利于发展创造新的商业模式，因为德国业界认为市场的活跃程度决定了市场的生命力。一般来说，交易产品交接时间越短，市场的地理定义越大，市场灵活性的潜力就越高。相反，市场区域越小（或活跃程度越低），最小交割期定义得越长，灵活性潜力越低。节点电价受地域限制，没有跨区域的发电售电组合，因而商业模式也受到限制，市场有可能不够活跃。

德国电力市场分为场外交易，期货交易，现货交易和平衡能量交易。

场外交易和期货

德国的场外交易一般是签双边长协，签约时会参考现货市场的价格。当现货市场出现或预期出现发电不足时，会导致消费者对套期保值有强烈需求，这也会使长期市场的价格上涨。德国的场外交易占总电力交易的75%。相对其它欧洲国家而言，德国比较重视风险管控，没有“无现货非市场”的说法，所以最近的能源涨价对德国来说相对影响要比法国和英国都要小。这似乎应证了德国业界的一种说法，认为企业能源交易的首要任务并不是赚钱而是控制风险，保障能源供应，防止涨价造成的企业倾家荡产。

现货市场

德国的现货市场分为日前拍卖，日内拍卖和日内交易（图三）。

图三：德国德国电力交易模式

日前市场的竞争机制按照按边际成本（燃料和排放成本）排序，其中可再生能源发电的边际成本为零，核电较低，煤电较高，燃气发电更高，燃油发电的边际成本最高。日前市场的价格机制采用按用电需求统一出清的方法（图四）。市场需要的发电量按边际成本排序，一直排到满足负荷需求为止。这时的电价被称为出清价格。如果出清价格是燃气发电的边际成本，那么煤电、核电和可再生能源发电都得到统一价格的发电费用，所以在图三的例子里可再生能源的发电收入实际上是燃气发电最高的中标价格。不过可再生能源的能源密度低于其它传统能源，每发一千瓦时的电必须比用燃煤或燃气发电投入更多的材料和能源，使得发电的投资成本一开始很高，所以德国政府制定的补贴高于市场价格。这也是补贴和市场之间的关联关系。

日内连续交易的价格是按照 "按标价支付 "的程序确定。在连续交易中，收取的价格总是正好是各自交易中接受的价格，交易时间的不同，同一产品的价格也不同。只有在日内拍卖中，才不适用按标价付费的程序，也不适用市场清算价格。日内交易还包括了发电不足时高额电价和发电过剩时负电价的市场机制。

图四：德国日前市场按边际成本排序和统一出清的方法

这种电力市场的设计原则主要构思是“减排“。可再生能源越多，发电曲线会越往右移，排挤化石能源，同时也会降低电价。可是电价越低，越不利于扶植可再生能源的自立和再融资，曾被认为是德国电力市场设计上的一个缺陷。这也是所谓的市场投资导向问题。在很长一段时间里，人们一直认为，虽然没有人投资化石能源了，但市场设计并没有考虑可再生能源的持续投资机制。全球能源价格“危机”给可再生能源的投资者带来了意想不到的机遇。今年德国最早获得可再生能源的补贴已经20年期满后结束，一部分投资者选择了PPA（Power Purchase Agreement）的投资形式，另一部分投资者则选择了“现货直销”（直接在现货市场上销售可再生能源）。随着燃煤和燃气价格的不断上涨，出清价格也越来越高，选择了现货直销的运营商可以增加盈利最高达到50%以上。尤其是光伏发电的投资者，2012年前光伏发电曾被称为“印钱机” ，2021年再现当年“辉煌”。随着碳价的上涨，燃煤和燃气的发电价格都会上涨，加上弃煤政策，燃气电厂会越来越多地取代燃煤电厂的地位，主导统一出清的价格（图四）。燃气发电过去主要是担负电力系统平衡的任务（调频），以后不仅要负责电力系统的平衡，还要担负无风无太阳时安全供电的重任，最大发电小时数和盈利都会不断地增加。由于可再生能源的发电成本越来越低，现货市场的电价越来越高，会有越来越多的人投资可再生能源。当然德国现货市场的电价在一定程度上会受到从相邻国家输入电力的限制。

德国电力现货市场事实上和股票市场没有太大的区别，电力交易员大都来自股票市场，交易手段也类似，比如电力自动交易就直接来自于股票市场。区别是电力交易受限于物理过程，即电力系统必须随时保持发电和负荷的平衡，风险比股票市场相对小一些，电价预测也相对容易一些。商业模式有新能源直接上市销售（现货市场），参与平衡能源市场和再调度及灵活性市场等。现货市场功能包括经济优化平衡基团，发电用电计划优化，实时买卖和调整计划偏差。

图五：德国的购电方式举例

德国购电方式采用标准化的“块状”产品。偏差由自备电厂，自备电源，可控负荷控制或签外协来调偏。德国有4个绿证GO机构核实绿电，目前只有有70家供应商（约占7%）。

德国的现货市场设计了一种平衡基团的机制[3]。平衡基团是一个虚拟的市场基本单元，在此单元中，发电和用电量必须达到平衡。当单元内部达不到自平衡时，必须买入或卖出电量来保持平衡。平衡基团负责每天预测该区域内流入与流出电量，根据需要买入或卖出电量平衡该区域电量，并制成计划上交给输电网公司，而输电网公司会根据这些表格在内部平衡之后做出全区域的计划。当预测和实际发生偏差时，平衡基团必须承担系统的平衡费用。目前配电网在计算平衡偏差的时候使用的是负荷标准曲线。负荷标准曲线实际上是德国转型转型前的标准，早已不适合高比例可再生能源的场景，配电网准确计算平衡偏差可以进一步地改善平衡基团的机制。

虚拟电厂是负责平衡基团的电力交易公司上市的必备工具。典型的商业模式是用预测服务赚钱，同时用于可再生能源现货直销，再用于现货交易。由于客户相同，也不增加营销和管理费用，可以说是一举三得，可以充分发挥规模经济的效应。简单地说就是，每兆瓦的服务价格决定虚拟电厂的市场活力。平台经济是规模经济，所以虚拟电厂规模越大，集成功率的兆瓦数越高，盈利也越佳[4]。常见的商业模式还有自动发电优化控制，利用虚拟电厂参加现货市场，自动调节平衡基团的能量平衡（控制偏差）以及利用虚拟电厂参加现货市场，负责集中采购能源。由于现货市场上的可再生能源越多，成交的电价越低，所以电力交易公司的盈利一直在下降，市场竞争越来越激烈。这使得市场上出现了专门的虚拟电厂平台商，越来越集中，最后可能会以达成某种平衡而形成虚拟电厂的多头市场垄断。

欧洲的电网大部分是连在一起的，一共有6个地区的安全协调中心负责跨境的电力潮流优化，通过统一出清算法使得各相邻国家现货市场的价格日趋一致。在2010年引入的区域价格联动机制（PCR）的基础上，欧洲各国在2014年实现了总共15个欧洲国家的全区域日前市场的耦合。2018年又实行了跨境日内交易市场的耦合（XBID），允许参与国的协调出价，并在日内进行跨境交易。

图六：欧洲日前市场耦合（PCR）和欧洲日内市场耦合（XBID）

实行现货市场耦合的好处是，通过优化有利于减少电网拥塞，使各国现货市场的价格趋于一致，减轻价格高峰， 缓解相邻市场地区的极端天气状况（如寒流、风暴）造成的影响，促进电网消纳高比例可再生能源的发展，提高供电的安全性和市场一体化，减少对单一国家的依赖性。这样既发挥了欧洲各国电力市场设计的不同特色，又整合优化了欧洲的现货市场组合。

平衡能量市场

电力系统需要维持供需能量平衡。发电量大于负荷需求量，频率会上升，负荷需求量大于发电量，频率就会下降，超过一定范围都会严重地影响电力系统的安全。为了维持供需能量平衡，平衡市场需既要为热储备功率付费（功率价格），又要按实际投入的平衡电量付费（能量价格）。德国的平衡电量市场是2020年底实行的，以前平衡能源只在一个交易平台上进行拍卖，而现在平衡功率和平衡电量的交易是在两个独立的能源市场上进行的。平衡电量市场比平衡功率市场更节省平衡能量，双重市场被认为也是过渡阶段，最终的发展方向是平衡电量的现货市场。

一般来说，可再生能源的比例越高，系统的波动性越大，系统平衡成本也越高。美国是这样，英国和法国也都是如此，但德国却是个特例。德国的经验表明，具有自平衡机制(平衡基团）的能源市场，加上对可再生能源发电量的精准预测能有效地降低系统平衡成本[3]，成为德国可再生能源高消纳的又一个秘诀。

平衡能量市场上有多种商业模式，有的是利用虚拟电厂参加平衡市场（调频辅助服务市场），另外的是销售分布式能源的灵活性，比如400多台生物制气热电联产装置的运营联调。尤其是传统电厂，参加平衡能量市场（调频市场）盈利会更好一些。平衡能量市场事实上已经变成了一个出售能源灵活性的市场。

平衡能量市场的价格包括热功率储备的价格和实际出力能量的价格。为了降低平衡能量的费用，德国曾实行一段时间的混合价格法，把热功率储备的价格和实际出力电量的价格合并在一起招标。为了降低，发电公司采用压低电量的价格，同时提高热功率储备的价格，结果引起结构性连锁反应，形成恶性循环，几度危及德国电力系统的安全（图五），后来不得不终止混合价格法

图六：平衡能量市场混合价格法的结构性效应

另外一次降低平衡能量的尝试则获得了成功。欧洲大部分国家的电网相互联网，一个国家需要增加平衡能量（正平衡能量）时可以利用相邻国家需要降低平衡能量（负平衡能源），反之亦然，防止反调现象。从2020年底起，欧洲开始试行全欧洲电网优化平衡能源。原有德国电厂的平衡能量优先排序加入了全欧洲的平衡能量优先排序，不仅进一步地减少了德国对平衡能量的需求，也减少了全欧洲电网的平衡能量。实际上，这也是欧洲各国平衡能量市场的耦合。像欧洲现货市场的耦合一样，平衡能量市场的耦合也是在欧盟层次上通过立法推动起来的。

理论上，电力平衡能量市场只是电力辅助服务市场的一部分。除了调频类服务（有功辅助服务）之外，电力辅助服务市场还应该包括调压服务（无功辅助服务）和黑启动等服务。不过调压服务都是局部的，德国目前实行电力辅助服务市场的可能性还不大，大部分都是以双边合同的形式解决的。

三

//德国可再生能源的的安全供电

德国电力市场设计假定了电网容量无限大，意味着同时规定了电网运营商的两个基本任务：一是必须提供足够的电网容量来保障市场的正常交易，二是要求电网运营商处理电网拥塞时保障市场电量的平衡。这一原则从最开始的输电领域扩大到了后来的配电领域，今后还要推广到低压电网直至客户端。德国的市场专家们一直对现货市场引入电网拥塞价格信号抱怀疑态度，认为由于解决电网拥塞有利可图有可能会造成人为的和持续的电网拥塞，所以解决电网拥塞的问题不应该属于市场范畴，而应该属于监管的范畴。

德国的电力市场还设计了可再生能源稀缺和过剩时的激励的机理：在发电量不足的情况下，允许发电价格超过边际成本，市场价格是由能源系统的灵活性确定的，可再生能源发电也会得到相应的报酬。在发电量过剩的情况下，市场价格的下降会受到灵活性的限制，比如激励转移负荷用电。实际上，能源系统灵活性不足时，过剩的可再生能源会引起负电价。

图七：2018年德国的负荷和剩余负荷曲线

一般来说，供电安全应该从国家储备常规发电能力，覆盖不灵活的需求，剩余峰值负荷和内部市场覆盖负荷的4个角度来考虑。其中覆盖不灵活的需求要求系统灵活性大约的覆盖每年1000小时左右。剩余峰值负荷要求峰值发电能覆盖3000多小时，基本上只有燃气电厂可以做到。对于一个100%可再生能源的系统，产生氢气和氢气发电的成本决定了整个能源系统的经济性。目前德国的电力市场设计中还没有相应的市场激励措施。按照2019年的统计，最高负荷为80吉瓦，剩余峰值负荷最高达70吉瓦，可再生能源过剩功率为80吉瓦，理论上至少可以满足电力转型。

图八：德国可再生能源过剩电量和功率

可再生能源有发电波动性，发电梯度性（比如由于乌云光伏发电量可能在数秒内降至零），预测不准确性和分布区域性四个特点。可再生能源比例越高，这四个特点对电力市场的影响越明显。经过20多年的努力，预测不准确性已经基本得到了解决[4]。从市场设计的角度来看，在高比例可再生能源的情况下，有效保证供电的一个关键就是充分地利用系统灵活性选择的多样性。系统灵活性选择包括电厂快速启动、以负荷和储能为基础的削峰填谷、风电调频和直流控制潮流等措施。可再生能源比例越高，综合能源起的作用就越大。系统灵活性的质量是指其应对发电梯度的技术能力。市场激励系统灵活性的措施是改变交易规则。现货市场交易结束和实际履行之间的时间差越长，可再生能源发电的不确定性就越大，所以减少时间差有利于综合能源系统的灵活性，更进一步地提高现货市场的实时性，减少能源系统的平衡能量。比如日内交易的频率在2011年12月由1小时改为15分钟，可以说是德国日内交易的改革最重要的里程碑。同样，平衡能量市场缩短准备时间和实际出力时间也会对系统的灵活性产生非常积极的影响，改善与其它相关市场的同步性。比如交易在2011年12月改为一直进行到发电履行前的5分钟也具有同样的意义。

最初市场设计时认为系统的灵活性有足够的选择。后来认识到能源转型还应该包括供热转型和交通转型[1]。这样对可再生能源的需求量远远超出了最初所计划的，不增加燃气发电量实际上是很难做到的，因而有必要重新设计电力市场，建立新的市场规则。

四

//德国新的电力市场设计

德国新一届政府准备在2022年完成新的电力市场设计。德国的电力转型，供热转型以及交通转型实质上是以可再生能源电气化为目标的综合能源转型，德国新一届政府将会考虑电转热和电转气等储能技术的市场作用，还会考虑综合能源网络的作用。德国目前任何形式的用电包括储能都需要缴纳可再生能源“税“，因为这部分费用占比较高，所以储能还没有经济性。按照新政府的计划，2023年将取消可再生能源“税“，不仅会使电转热很快地商业化，也会给电转气（储氢）创造了良好的条件。过去德国的储气可以满足冬季6个月的使用，德国燃气市场化后，季节变化的可利用性减弱，储备天然气变得经济上划不来了，需要额外收入才能保住经济性，比如储氢气用于保障电力供应带来的额外收入。

长期以来，德国一直在争论到底要不要容量市场。拥护者认为只有容量市场才可以可靠地防止可再生能源短缺，欧洲已有一些国家引入了容量市场，而反对者则认为容量市场非常不经济，容易出现监管错误，使能源转型复杂化，应该加强现有的市场机制，使电力市场能够自行补充所需的能力并确保供应安全，也应该进一步提高能源灵活性和效率，并适当提高电网储备和监控能源供应安全。迄今为止德国的现政府一直反对政府干预市场，反对引入带有“政府影响”的容量市场，但是是否能确保系统供应安全还是个未知数，所以有人估计，德国新一届政府一方面会加强鼓励和发展系统的灵活性，发挥生物制气发电、储能或负荷管理的作用，另一方面也许会优先考虑以燃气电厂为基础的容量市场，并将燃气电厂的容量增加20-30吉瓦，使总容量在2030年达到50-60吉瓦，使备用功率达到总负荷的60-75%。这种考虑是有一定道理的，因为目前燃气电厂没有容量市场的附加收入经济上显然维持不下去。德国气象局研究过无风无太阳的天气。按照20年的统计数据，如果也考虑海上风电，每年平均有两次既无风又无太阳的天气。如果只考虑风电，德国大陆每年平均出现23次无风的天气，考虑海上风电后平均出现13次无风的天气。因此，储能会变得越来越重要，尤其是储氢以及储氢后的再发电技术。目前准氢气发电技术可以最多添加20%的氢气，在德国已经开始商业化了。不过从目前2030年的目标来看，德国自己还不能提供足够氢气量，所以德国新一届政府准备说服欧盟联合采购绿氢，确保绿氢燃料的供应。

虽然“可再生能源+氢能”的模式可以促进可再生能源的发展，但是从能量转换效率上来看是有问题的，电制氢再发电经过了两次能量转换，损失了近一半的能量，一直是可再生能源模式的一个悖论。“可再生能源+核能” 的模式就没有效率问题。理论上，核能既可以用来提供基础负荷，又可以作为平衡能量，比如核电厂可以在15分钟内减少出力一半，燃气电厂则需要半个小时，燃煤电厂甚至需要几个小时。事实上，一些核电厂已经获得了进入平衡能量市场的资格，但是目前经济上不一定划算，比如核电厂作为基础负荷只发70%，留下30%作为调节用。不过相比“可再生能源+氢能”的模式，“可再生能源+核能”的模式还是要经济多了，所以以“可再生能源+氢能”为基础的德国模式会受到其它欧洲国家“可再生能源+核能”模式的挑战。在这种“不利”的情况下，德国会全力发展氢产业，打造以氢产业基础的制造业。事实上，德国新一届政府已经做出了这样的决定，欧盟正在讨论的边界碳税也是为新型工业转型做的准备。

[1] 《德国碳中和目标能否实现的关键因素》

[2]《能源转型严重影响德国工业？谈德国电价与能源转型的关系》

[3]《德国能源转型中电力系统平衡和负电价问题》

[4]《忆德国新能源趣事（二）》

郭欣 2021年12月4日