德國是最早實施能源轉(zhuǎn)型、開放能源市場交易的制造業(yè)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(jīng)驗，不只是學習其優(yōu)點和成功之處，更應學習其失敗的經(jīng)驗和教訓，以避免自己的創(chuàng)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(tǒng)這個概念出現(xiàn)以前，并不存在一個與之相對的傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的概念。因為除了唯二的德國和中國這兩個煤炭產(chǎn)量大、工業(yè)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?shù)碾娏恳?guī)模，但10年來從曾經(jīng)以火電為主的電力系統(tǒng)，轉(zhuǎn)向如今既棄核又棄煤、以新能源為主的新型電力系統(tǒng)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年德國新能源發(fā)電量占比不到20%，2020年占比已達到44%。十年翻倍的過程中，如果要總結(jié)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(jīng)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(wǎng)，對電網(wǎng)的沖擊力更大，因此對配網(wǎng)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也缺乏前瞻性。

　　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(chuàng)后，才開始對能源消費端的遙控、遙測、遙調(diào)改造，才開始在市場端推動需求側(cè)、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(jié)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(xiàn)成經(jīng)驗，美國的PJM和北歐的Nordpool就在眼前，但經(jīng)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(tài)恰恰是市場設計難度最低的。所以在德國，人們經(jīng)過了很長時間才明白，當新能源比例提升到25%左右，開始可以和火電抗衡，甚至逐漸成為發(fā)電主體，這才是造成很多問題的根源。

　　首要的沖突，就是是否需要容量市場。

　　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(tǒng)電廠的發(fā)電比例日益下降，對電網(wǎng)調(diào)控，尤其是調(diào)峰調(diào)頻容量產(chǎn)生了更多和更高的需求。對于經(jīng)濟效益下降的傳統(tǒng)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(tǒng)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(yè)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(nèi)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(zhàn)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到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(tǒng)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(tài)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(yè)化壟斷氣息的國家，100%的輸電網(wǎng)和95%的配電網(wǎng)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(diào)頻比較困難的電源，因此在法國，帶有濃厚計劃經(jīng)濟色彩的強制性容量證書承擔調(diào)峰調(diào)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(jié)果造成了難以預期的補貼窘境又不得不強行廢止之后，爆發(fā)增長的新能源市場對傳統(tǒng)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(diào)頻容量和需求側(cè)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(tǒng)僅與法國有200萬千瓦的直流電纜連接，這一特殊地理環(huán)境使得英國長期維護一種信念，即電網(wǎng)必須保持足夠的備用容量來維護系統(tǒng)穩(wěn)定。因此英國在其國家電網(wǎng)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(fā)生的結(jié)果卻和設計者預想的大相徑庭，傳統(tǒng)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(xiàn)，使得容量價格反而成為額外的多重收益被傳統(tǒng)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(wǎng)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(wǎng)的充分備用支持。最后也是最重要的，由于新能源持續(xù)高速發(fā)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(zhuǎn)型已經(jīng)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(fā)電容量已經(jīng)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(tǒng)備用不足可能出現(xiàn)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特點的調(diào)頻備用市場，這對單純的能量交易市場和發(fā)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(diào)靈活需求側(cè)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(xiàn)適應供需變化的價格體現(xiàn)。

　　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(xiàn)尖峰高電價和負電價，而這種強烈的價格信號對用戶側(cè)會形成極大的刺激和約束，這是試圖實現(xiàn)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(jié)論：歐美迄今為止的電力市場設計，尤其是現(xiàn)貨市場當然不可能提前或者專門考慮到大規(guī)模的新能源消納，但好的電力市場體制或者說足夠?qū)I(yè)的電力市場設計者，必然要具備這種隨時可以調(diào)整也知道怎么調(diào)整的能力，去接納更多新型能源并網(wǎng)接入的可能，甚至要足夠靈活和強大到包容用戶側(cè)大量安裝新耗能裝置、新發(fā)電設備的程度。

　　挑戰(zhàn)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(tǒng)電源為主體的電力市場下，發(fā)電企業(yè)實行競價上網(wǎng)，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(wǎng)的基本規(guī)則是按照不同發(fā)電類型的邊際成本進行優(yōu)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(fā)價格會出現(xiàn)下跌。一種特殊的情況是，當可再生能源發(fā)電量本身就滿足用電負荷時，批發(fā)電價就是零。而更為極端的情況是，當可再生能源發(fā)電量超過用電負荷需求，市場處于供大于求的狀態(tài)，此時市場批發(fā)電價跌至零以下，這就出現(xiàn)了所謂的負電價。出現(xiàn)負電價的時間大多是在陽光燦爛或大風的節(jié)假日時段，例如圣誕節(jié)之夜。

　　如果沒有負電價，包括可再生能源在內(nèi)的各類電源都會出于經(jīng)濟利益盡可能多發(fā)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(fā)凸顯。常規(guī)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?；蚩焖偕舷抡{(diào)節(jié)出力，不僅技術上難以實現(xiàn)，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(fā)市場電價為零或為負時，系統(tǒng)中的煤電等常規(guī)電源為了避免啟停帶來巨大經(jīng)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(xù)發(fā)電的權利。

　　但是，負電價要不要及時傳導到用戶側(cè)，德國電力市場設計者們一直猶豫不決。當電力市場批發(fā)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(xiàn)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(xié)議，協(xié)議期限通常是一年，給用戶的電價在協(xié)議期限內(nèi)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(fā)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(lián)動，但與用戶電價并不發(fā)生聯(lián)動。因此售電商本身需要承擔很大的經(jīng)營風險，如果這一年電力市場批發(fā)電價非常低，而給用戶的協(xié)議價格定高了，那么下一年用戶就會拋棄原來的售電商，轉(zhuǎn)向價格更低廉的售電商;反之，如果這一年電力批發(fā)市場電價非常高，而給用戶的協(xié)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(fā)電占比不斷提升，出現(xiàn)負電價的次數(shù)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(cè)，使終端電價引導消費生產(chǎn)，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(xiàn)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(fā)電資產(chǎn)，如果售電出現(xiàn)風險，發(fā)售一體的資產(chǎn)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(chǎn)組合中，進行集中優(yōu)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(shù)據(jù)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(xiàn)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(chuàng)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(cè)，從現(xiàn)貨到產(chǎn)銷者直達的市場聯(lián)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(wǎng)最艱難的階段。

　　首創(chuàng)平衡結(jié)算單元

　　新能源的不穩(wěn)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(wǎng)更強的調(diào)度權。電力市場設計在這一點上從一開始就以火電發(fā)電側(cè)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(diào)頻能力比空間上的協(xié)調(diào)更加重要。

　　在德國，經(jīng)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(chǎn)商無法根據(jù)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(jié)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(fā)電商和大型能源供應商進行電力交易，交易分為期貨和現(xiàn)貨交易。期貨一般提前一個月到6年進行，而現(xiàn)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(nèi)交易。當發(fā)電商因故障無法滿足原發(fā)電計劃，或者新能源發(fā)電因預測錯誤導致供需不平衡時，可以在日內(nèi)交易進行調(diào)節(jié)。

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

　　在相互關聯(lián)的電力市場中，平衡結(jié)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時候，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(tǒng)解決頻率問題的幫助就更大，但對自動化和數(shù)字化水平要求更高。在一個高度分散的市場中，生產(chǎn)和消費單位規(guī)模都很小，通過物聯(lián)網(wǎng)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(jié)算單元是支撐著新能源入網(wǎng)比例從40%~60%這一最關鍵的階段的有效設置。由此在分布式配電網(wǎng)和微電網(wǎng)中，每個發(fā)電商、零售商、電力交易商甚至消費者都可以與輸電網(wǎng)公司簽訂合同，成為一個平衡結(jié)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(wǎng)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(tǒng)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(jīng)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(diào)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(tǒng)的調(diào)頻調(diào)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(qū)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(xiàn)100%有功功率輸出的一種調(diào)頻服務，在這之下還有動態(tài)遏制(DC)、動態(tài)穩(wěn)定(DM)和動態(tài)調(diào)節(jié)(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(tài)。如果它們碰巧不在一個區(qū)域，那么跨區(qū)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(jīng)很高的市場模型遇到的最核心的挑戰(zhàn)。

　　但是這個挑戰(zhàn)真正的麻煩并不在市場端。

　　解決調(diào)頻備用容量問題的一種方式是在更大的區(qū)域，比如歐洲范圍內(nèi)進行區(qū)域平衡市場設計。近年來，歐洲地區(qū)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(fā)電的差異，此外，歐洲的需求高峰并不總是同時出現(xiàn)。由于內(nèi)部市場的這種超區(qū)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(fā)電成本將下降。

　　但是區(qū)域市場對協(xié)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(fā)的電池儲能市場會讓很多電網(wǎng)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(fā)戶。

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

　　再調(diào)度模式即加強現(xiàn)實版的中心化調(diào)度，用日間現(xiàn)貨市場的價格成本去改變?nèi)涨笆袌龅恼{(diào)度格局，在遇到系統(tǒng)傳輸瓶頸時，人為干預阻塞的線路兩側(cè)的傳統(tǒng)電廠和新能源電站，并參照現(xiàn)貨市場的價格結(jié)算并計入可再生能源能源補貼池，電網(wǎng)公司在過去的十年因為新能源越來越多而產(chǎn)生的再調(diào)度費用平均為5億歐元。

　　再調(diào)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(fā)電設備都必須具備再調(diào)度的能力。這就意味著那些藏在配電網(wǎng)里的新能源們要被挖出來主動參與電網(wǎng)的動態(tài)調(diào)節(jié)。

　　德國電網(wǎng)98%是配電網(wǎng)，其配電網(wǎng)是能源轉(zhuǎn)型的重要基石。德國配電網(wǎng)由900多家公司運營，電網(wǎng)規(guī)模不同，供需條件各異，配電網(wǎng)運營和發(fā)展的復雜性很高。由于德國90%以上的可再生能源發(fā)電接入配電網(wǎng)，現(xiàn)在已經(jīng)不得不開始在配電網(wǎng)側(cè)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(wǎng)，即所謂的智能配電網(wǎng)擁有復雜的分布式供電系統(tǒng)，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(cè)支持儲能設備和電動汽車并網(wǎng)，這需要配電網(wǎng)對低壓端口進行調(diào)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(fā)生之快，讓很多配電網(wǎng)運營商猝不及防。至今，還只有少數(shù)配電網(wǎng)運營商擁有效率極高的監(jiān)控系統(tǒng)，不論配電網(wǎng)還是輸電網(wǎng)運營商，未來必須要快速且經(jīng)常性地應對動態(tài)的發(fā)電曲線、潮流逆向，以及配網(wǎng)側(cè)頻繁無功補償裝置投切和電壓調(diào)節(jié)等新的挑戰(zhàn)。

　　所以，德國的再調(diào)度2.0還包含那些小于100千瓦，但是已經(jīng)具備被配電網(wǎng)公司完全自由調(diào)度的新能源設備，大大小小的配電網(wǎng)公司即市縣一級的供電公司也將走出輸電網(wǎng)公司的保護區(qū)，獨立自強地應對更多市場和技術端帶來的改變。除去發(fā)電廠側(cè)的AGC電廠自動化和輸電網(wǎng)的EMS能量自動化控制，整個未來電網(wǎng)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(tǒng)GIS，智能表計AMI，需求側(cè)響應DSM，資產(chǎn)管理Asset，電力交易系統(tǒng)Trading，能效管理分析EA，車網(wǎng)互動V2G等，在可預期的未來有很多創(chuàng)新點。

　　在德國，隨著新能源不斷發(fā)展，電力市場改變最多的不是用戶的錢包、電網(wǎng)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(xié)作，從而在降低系統(tǒng)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(huán)。

　　這是一種和精英主義邏輯背離的實用主義邏輯?？陀^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(xiàn)問題的過度焦慮感，總是想保持在各種維度和變數(shù)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。

　　本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年05期，作者系德國華人新能源協(xié)會創(chuàng)始人