德国电力市场设计的得失与启示

德国是最早实施能源转型、开放能源市场交易的制造业强国，其电力市场设计对于我国有可借鉴之处。但学习外国的先进技术和经验，不只是学习其优点和成功之处，更应学习其失败的经验和教训，以避免自己的创新之路重蹈覆辙。尤其应借鉴在外国实验道路上不那么引人注目的尝试，在此基础上去伪存真、因地制宜地开拓思路，建设适应本国国情的新型电力市场。

在新型电力系统这个概念出现以前，并不存在一个与之相对的传统电力系统的概念。因为除了唯二的德国和中国这两个煤炭产量大、工业用电量大的强国之外，其他国家的能源利用方式各有不同，所以尽管德国仅仅维持着与广东体量相当的电量规模，但10年来从曾经以火电为主的电力系统，转向如今既弃核又弃煤、以新能源为主的新型电力系统的过程中，可以为我国所借鉴和吸取教训的地方实在太多。

（来源：电联新媒 作者：廖宇）

抉择容量市场

2010年时德国新能源发电量不到20%，2020年德国新能源发电量占比已达到44%。十年翻倍的过程中，如果要总结最大教训的话，个人认为至少有如下三条：

其一，尽管德国分布式新能源比例已经不低，但还是没有意识到新能源比例突升的过程中分布式接入配电网的作用力之大，因此对配网的灵活性改造和市场设计严重滞后，对新能源安装商和运营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，德国光伏遭遇重创后，才开始对能源消费端的遥控、遥测、遥调改造，才开始在市场端推动需求侧、可中断负荷、虚拟电厂等以用户为主线的市场运营模式。

其三，以平衡结算单元作为核心机制来促使新能源电站和售电交易公司注重参与平衡辅助服务市场和获利解套补贴，但对气象预测、负荷预测、价格预测的强制性和技术支持都不够，市场反应在初期走了太多弯路。

客观地说，德国电力市场在设计之初未必不想借鉴现成经验，美国的PJM和北欧的Nordpool就在眼前，但经典的电力市场设计之所以复杂，是因为火电厂的边际成本和运行条件不一样。如果以新能源为主的电力市场设计是从零开始的，这种边际成本几乎为零的形态恰恰是市场设计难度最低的。所以在德国，人们经过了很长时间才明白，当新能源比例提升到25%左右时，开始可以和火电抗衡，甚至逐渐成为发电主体，才是造成很多问题的根源。

首要的冲突，就是容量市场是否需要。

容量市场的理论来自英美体系。随着新能源安装量的不断上升，传统电厂的发电比例日益下降，对电网调控，尤其是调峰调频容量产生了更多和更高的需求。对于经济效益下降的传统电厂来说，在能量市场上无法与边际成本几乎为零的新能源竞争，也可从容量市场上获得一些补偿。

以英国和美国为首的一些国家很早就开始设立容量市场，让各种电厂尤其是传统电厂除了在能量市场里履行一般性的电力交易和供电义务外，还必须履行一定的容量备用义务，强制性和预先性地满足一定的电力工业长期性和临时性的备用责任，以确保长期电力供应安全。提供这一部分容量供应的电厂可以获得一部分补贴，以此吸引一些新的电力投资，引导资源配置，同时也可避免短时间内容量紧张导致电力交易市场极端价格的形成。

为此，这些国家设计了容量市场并形成了几种不同的模式。仅在欧洲，就有法国的强制容量备用、西班牙的战略补偿、英国的集中容量拍卖等几种不同的模式。

从宏观来看，容量市场确实是能量市场的一个有力的补充。但容量市场的设计很大程度上受着整个电力市场及能量市场设计的制约和影响。在欧洲日益推崇并推动统一的全欧电力交易市场背景下，再来看各国对容量市场的态度和设计的确是一件耐人寻味的事情。

法国作为一个电力体制依然保持浓厚工业化垄断气息的国家，100%的输电网和95%的配电网依然被法国电力公司紧紧控制，再加上70%的电源来自核电这种参与调频比较困难的电源，因此在法国，带有浓厚计划经济色彩的强制性容量证书承担调峰调频任务的体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跃进的方式提供了超出市场水平的新能源补贴，结果造成了难以预期的补贴窘境，不得不强行将其废止之后，爆发增长的新能源市场对传统电站的打击也是毁灭性的，因此西班牙政府开始和能够保证备用电力装机容量的电厂签订长期合同，以每年获得固定补偿作为固定投资的回收补助，缩短电厂投资回收期。但这种体制对短期的调频容量和需求侧价格传导的影响作用较浅，还需要更多其他机制进行补充。

对于英国而言，其国土孤悬欧洲大陆之外，其电力系统仅与法国有200万千瓦的直流电缆连接，这一特殊地理环境使得英国长期维持一种信念，即电网必须保持足够的备用容量来维护系统稳定。因此英国在其国家电网的主导下，设计了一个与能量市场并行的容量市场，呼吁所有的电厂包括核煤水气风光等都来竞拍未来容量。但最后发生的结果却和设计者预想的大相径庭，传统电厂通过报出相对低价获取了超过80%的容量市场，原本设想以此激励新能源和储能投资的状况并未出现，使得容量价格反而成为额外的多重收益被传统电厂收入囊中。

德国的情况和这些欧洲主要国家又有很多不同。德国电网运行水平相对较高，电源分布合理且充盈，德国地理位置处于欧洲中部，可获欧盟大电网的充分备用支持。最后也是最重要的，由于新能源持续高速发展，新能源补贴已成为德国政府巨大的负担，终端电价持高不下，德国为了支持能源转型已经接近可以承受的极限。

因此德国最后没有采纳容量市场的设计，最重要的原因应该是三个：第一，成本太高，在德国发电容量已经超配的情况下，引入容量市场将是一笔很大的花费，为此德国决定忍受能量交易市场上，因系统备用不足可能出现的每年20个小时左右的超过3000欧元/兆瓦时的短暂高价。第二，德国有其他国家没有的、也是其电力市场体制最大的特点——调频备用市场，这对单纯的能量交易市场和发电厂的收益都是一个补充。第三，德国希望坚定不移地深化能效管理，强调灵活需求侧响应的新能源消纳之路，因此反而希望看到市场能量交易价格出现适应供需变化的价格体现。

容量市场不是不重要，但德国做出只开展能量市场的选择，当然是更多考虑到接纳更大比例新能源的用意：因为没有容量市场，就必然会在市场上出现尖峰高电价和负电价，而这种强烈的价格信号对用户侧会形成极大的刺激和约束，这是试图实现碳中和的国家必须要考虑的要素。

由此我们应该很容易得出结论：欧美迄今为止的电力市场设计，尤其是现货市场当然不可能提前或者专门考虑到大规模的新能源消纳，但好的电力市场体制或者说足够专业的电力市场设计者，必然要具备这种随时可以调整也知道怎么调整的能力，去接纳更多新型能源并网接入的可能，甚至要足够灵活和强大到包容用户侧大量安装新耗能装置、新发电设备的程度。

挑战负电价

负电价是第二个以新能源为主的电力市场设计的难题。

在以传统电源为主体的电力市场下，发电企业实行竞价上网，供应曲线与需求曲线交叉的价格就是市场出清价格，电力市场竞价上网的基本规则是按照不同发电类型的边际成本进行优先排序，竞价时按照边际成本由低到高排序。当可再生能源进入市场后，电力批发价格会出现下跌。一种特殊的情况是，当可再生能源发电量本身就满足用电负荷时，批发电价就是零。而更为极端的情况是，当可再生能源发电量超过用电负荷需求，市场处于供大于求的状态，此时市场批发电价跌至零以下，这就出现了所谓的负电价。出现负电价的时间大多是在阳光灿烂或大风的节假日时段，例如圣诞节之夜。

如果没有负电价，包括可再生能源在内的各类电源都会出于经济利益尽可能多发电，从而加剧电力市场供大于求的状况。因此，市场设计中缺少负电价的弊端愈发凸显。常规电源中，除了燃气机组可以灵活启停外，煤电、核电等都不适于频繁启停或快速上下调节出力，不仅技术上难以实现，而且成本代价也非常高。当在某个时段可再生能源出力非常之大，足以满足甚至超过用电负荷，导致电力批发市场电价为零或为负时，系统中的煤电等常规电源为了避免启停带来巨大经济损失，不得不在电力市场上按照负电价竞价，宁可“倒贴钱”也要获得继续发电的权利。

但是，负电价要不要及时传导到用户侧，德国电力市场设计者们一直犹豫不决。当电力市场批发电价非常低，为零甚至为负时，理论上用户用电价格也应下降，用户应该得到相应的实惠。但现实情况非常复杂。在德国，用户一般都与售电商签订售电服务协议，协议期限通常是一年，给用户的电价在协议期限内是固定的。售电商代表用户到市场上参与电力买卖交易，在批发电价基础上加上输配电价、各种税费（包括可再生能源电价附加费），在考虑售电商合理收益后，来确定用户的电价。售电商直接参与市场交易，其价格与市场实时联动，但与用户电价并不发生联动。因此售电商本身需要承担很大的经营风险，如果这一年电力市场批发电价非常低，而给用户的协议价格定高了，那么下一年用户就会抛弃原来的售电商，转向价格更低廉的售电商；反之，如果这一年电力批发市场电价非常高，而给用户的协议价格定低了，售电商就要承担损失。

负电价对用户主动购买和使用绿色电力套餐的引导特别重要。随着新能源装机和发电占比不断提升，出现负电价的次数和时长都会增加，但是用什么样的方式将电价传导到用户侧，使终端电价引导消费生产，的确是一个难题。

因为要成为一家绿色售电商并且在市场上存活实在太难了。由于可再生能源长期预测性差，而短期现货市场的价格风险高，售电商一旦风险管理失误就会带来惨痛的后果。很多绿色售电商也拥有可再生能源发电资产，如果售电出现风险，发售一体的资产组合管理就会遭受巨大损失。为了在各类电力市场中博得更多收益，绿色售电商还会将储能、需求响应等资源纳入到资产组合中，进行集中优化（即所谓的虚拟电站），如果没有一个合适的算法和一定的数据处理能力还是无法在市场上立足。所以留下来的绿色电力运营商，几乎个个都把负电价出现的时刻充分利用，以虚拟电厂或者负荷聚合的方式主动抓取负电价的机遇创造绿色利润。

如果市场设计者在最初没有这样的决心接受负电价，并且决意将其传导到消费侧，从现货到产销者直达的市场联动链条建立不起来的话，分布式新能源就很难借由市场的价格引导，以最快的速度突破30%-40%这个新能源高比例并入电网最艰难的阶段。

首创平衡结算单元

新能源的不稳定性必然会增加备用容量的需求，如果不采用市场的方式解决就意味着必然要赋予电网更强的调度权。电力市场设计在这一点上从一开始就以火电发电侧承担更多义务为基础，因为人们花费了很长的时间才认识到时间维度上的调频能力比空间上的协调更加重要。

在德国，经济高效容纳可再生能源的最大障碍被认为是投资者和生产商无法根据市场的变化，确定何时何地需要多少电力并由此来做出运营的决定。能源市场的组织方式必须使价格信号尽可能不失真，并且保持足够的敏感度。而让用户们对价格敏感的考量却从一开始就被忽略了。

所以德国最独特的市场设计就是平衡结算单元。这个设计一开始被糟糕的翻译——“平衡基团”给埋没了。“平衡基团”让人无法明白它的作用。发电商和大型能源供应商进行电力交易，交易分为期货和现货交易。期货一般提前一个月到6年进行，而现货交易在电力输送的前一天和当天进行，即日前交易和日内交易。当发电商因故障无法满足原发电计划，或者新能源发电因预测错误导致供需不平衡时，可以在日内交易进行调节。

在每小时交付电量之前，发电商、电力供应商将自己的发电计划或者电力需求预测传递给平衡结算单元，这个平衡结算单元可以由几个发电商和电力供应商共同组成，或者由一个大型发电集团对旗下电厂所有机组汇合一起单独成立，在一个平衡结算单元中，各电力企业需满足每15分钟内电力的供需平衡，当内部无法平衡时，可以和其他平衡结算单元的电力企业进行电力交易，否则就要接受导致电网供需不平衡的罚款。

在相互关联的电力市场中，平衡结算单元将是确保市场参与者财务平衡的最佳工具。在新能源比例不断增长的前提下，可以预期测量的平衡周期将从15分钟降低到至少5分钟甚至更短的时间。时间越短，对系统解决频率问题的帮助就更大，但对自动化和数字化水平要求更高。在一个高度分散的市场中，生产和消费单位规模都很小，通过物联网算法交易和自动运行平衡对这些单位进行交互式通信和控制成为必然。

平衡结算单元是支撑着新能源入网比例达到40%-60%这一最关键阶段的有效设置。由此在分布式配电网和微电网中，每个发电商、零售商、电力交易商甚至消费者都可以与输电网公司签订合同，成为一个平衡结算单元，无论他们在哪里设置物理馈入点。2018年开始，德国电力市场进入2.0阶段，一个重要的举措就是必须增强电网各部分各角色的灵活性，而灵活性绝不仅仅是设备或者系统能力上的灵活，市场设计也必须保持高度的灵活性。

由于灵活性选项的潜力如此多样，比如各种储能，因此没有必要专门推广个别技术。从经济角度来看，最有成本效益的解决方案应该来自开放的技术竞争。做到这一点的关键是尽可能不失真地给出价格信号，但这个信号在调频服务上遇到了时间颗粒度和功率度不断下沉的趋势。

在德国、比利时和北欧的很多国家，传统的调频调峰被重新归类成了FCR（频率抑制备用）、FRR（频率恢复备用）、RR（替代备用），其中FRR还分为手动aFRR和自动mFRR。FCR通常的作用区域在1分钟左右，aFRR在5分钟，mFRR在15分钟左右。但是在火电比例更低、新能源频率震荡更加激烈的英国，甚至还推出了EFR（增强型频率响应服务），即在1秒或者更短时间里对频率偏差实现100%有功功率输出的一种调频服务，在这之下还有动态遏制(DC）、动态稳定(DM)和动态调节(DR)。

1秒下的频率响应，容量需求不大但是要快，100千瓦甚至50千瓦的设备控制就成为常态。如果它们碰巧不在一个区域，那么跨区域的虚拟电厂连接和运营就成为必须。这种颗粒度的下沉和空间维度的跨越，是迄今为止德国这样新能源比例已经很高的市场模型遇到的最核心的挑战。

但是这个挑战真正的麻烦并不在市场端。

解决调频备用容量问题的一种方式是在更大的区域，比如欧洲范围内进行区域平衡市场设计。近年来，欧洲地区和国家电力市场逐渐融合，整合更加紧密。国家电力市场受益于跨境电力交易的可能性，可以更好地平衡消费和发电的差异，此外，欧洲的需求高峰并不总是同时出现。由于内部市场的这种超区域平衡，可以保留较少的容量。计划外停电的概率也不断降低，因为在更大的市场中供需可以更好地匹配，个别线路的故障可以更容易地得到补偿。这意味着供应安全将得到加强，欧洲的发电成本将下降。

但是区域市场对协作的要求极高，对市场套利的预防和容忍度也极高。德国、比利时、英国快速爆发的电池储能市场会让很多电网公司的专家感到愤怒，因为每一秒钟这些电池的收益可能就是那些专家一年的薪水。在澳洲和英国，这样的市场设计的确催生了很多暴发户。

要么就选择另外一种方式，就是索性把这些调频需求堆积到输电网调度，但空间维度的电力不平衡发展到极致造成了德国电网南北的极度不平衡以及传输瓶颈，最后不得不进入电网干预再调度（Redispatch）模式。

再调度模式即加强现实版的中心化调度，用日间现货市场的价格成本去改变日前市场的调度格局，在遇到系统传输瓶颈时，人为干预阻塞的线路两侧的传统电厂和新能源电站，并参照现货市场的价格结算并计入可再生能源能源补贴池，电网公司在过去的十年因为新能源越来越多而产生的再调度费用平均为5亿欧元。

再调度原来只针对10兆瓦以上的电厂，随着新能源占比提升，终于在2021年底开始进入到一个新的海量模式：所有100千瓦以上的机组、新能源电站、储能等各种发电设备都必须具备再调度的能力。这就意味着那些藏在配电网里的新能源们要被挖出来主动参与电网的动态调节。

德国电网98%是配电网，其配电网是能源转型的重要基石。德国配电网由900多家公司运营，电网规模不同，供需条件各异，配电网运营和发展的复杂性很高。由于德国90%以上的可再生能源发电接入配电网，现在已经不得不开始在配电网侧提供更多的灵活性和可控性资源来消纳新能源。未来的配电网，即所谓的智能配电网拥有复杂的分布式供电系统，必须应对复杂的双向潮流，需要安装智能电表等测量装置，且在低压侧支持储能设备和电动汽车并网，这需要配电网对低压端口进行调控和双向通信，不论中压还是低压都将配有复杂的线路保护。这些巨大的变化发生之快，让很多配电网运营商猝不及防。至今，还只有少数配电网运营商拥有效率极高的监控系统，不论配电网还是输电网运营商，未来必须要快速且经常性地应对动态的发电曲线、潮流逆向，以及配网侧频繁无功补偿装置投切和电压调节等新的挑战。

所以德国的再调度2.0还包含那些小于100千瓦但是已经具备被配电网公司完全自由调度的新能源设备，大大小小的配电网公司，即市县一级的供电公司也将走出输电网公司的保护区，独立自强地应对更多市场和技术端带来的改变。除去发电厂侧的AGC电厂自动化和输电网的EMS能量自动化控制，整个未来电网的能力扩建几乎全部积聚在配电和用户端，如地理信息系统（GIS），智能表计（AMI），需求侧响应（DSM），资产管理（Asset），电力交易系统（Trading），能效管理分析（EA），车网互动（V2G）等，在可预期的未来很多创新点。

在德国，随着新能源不断发展，电力市场改变最多的还不是用户的钱包、电网的投入、学术界的设计能力，也不是更加合理的价格水平和能源投资的分布，而是全社会、各相关方对电力市场认知能力的高度提升，而这种提升又会催生更多的交易品种和复杂设计，然后再提升各方的竞价与参与能力，而让整个竞争处于良性之中。

所以，好的电力市场设计在于能不能吸引更多角色进入市场开展竞争和协作，从而在降低系统总成本的前提下，以收益和价格为刺激信号不断提升参与方的能力，从而逼迫市场设计进入更高水平的正循环。

这是一种和精英主义逻辑背离的实用主义逻辑。客观地说，中国电力市场设计最大的问题可能就是那种害怕出现问题的过度焦虑感，总是想保持在各种维度和变数下的绝对正确。从这个角度来看，德国电力市场20多年来就像一个漏雨的顶棚，每年要缝缝补补的地方很多，似乎很难成为学习的榜样。但真正的学习，要从改变学习的逻辑开始。以新能源为主体的时代正在到来，我们要习惯面对变化。