高比例可再生能源并网靠什么？第一节

本刊记者 蔡译萱

当业界谈论降低可再生能源的成本时，更多的还是从降低其技术成本来考量。但事实上可再生能源的技术成本在全球范围内已经很低了，需要更多关注的是如何降低其他成本，低廉的借贷、管理成本和稳定的经济政策往往会降低项目成本，而这也是可以做到和改变的。

电力市场化改革、可再生能源消纳、补贴难题、竞价时代、平价上网…这些已然成为今年以来中国能源转型的关键词。随着电改的推进，可再生能源政策也不断出现阶段性变化，从去补贴到竞价上网，这些能源转型的阶段性问题在2012年左右德国都曾经面临。

而德国的前置作业是在决定能源转型后，于2012年首先设Agora Energiewende，作为一家位于德国柏林的能源转型智库，其核心工作议题是如何在德国、欧洲以及全球实现能源系统的低成本有效率的转型。目前， Agora智库现有40名工作人员，来自不同专业背景的工程师、经济学家与政治学家。智库设有理事会作为指导机构，包含来自学术界、民间团体、企业部门以及政府的代表智库由墨卡托基金会(the Stiftung Mercator)与欧洲气候基金会(the European Climate Foundation)联合资助，除研究讨论本国的能源问题可行方案，还与别国就能源转型相关问题沟通协调。日前，来中国参加国际能源变革论坛的Agorag智库负责人APatrick Graichen及项目总监Mara Marthe Kleiner接受eo专访，10月初他们联合德国国际能源合作机构(GIZ)与国家可再生能源中心联合发布了针对中国能源转型的专题报告《中国能源转型之星》(A Star for Chia's Energy Transition)。

三年前他们曾就欧洲电力市场整合与可再生发展进行工作调研，并发布《电力市场之星》(The Power Market Pentagon)，此次对中国转型的研究沿用了其中的基本概念，并从实际出发，使其适合中国国情。

在他们看来，中国近期的政策改革朝着正确的方向发展，如已经开始了排放交易试点项目，初步制订了可再生能源配额制度，并认可建立电力现货市场的必要性。但是，还有一些基本挑战仍有待解决，包括燃煤发电的产能过剩、不灵活的调度系统、数据透明度缺乏。

因此，他们发布了一份中国版的能源转型报告 Agora给中国能源转型的5条建议，帮助决策者以务实和连贯的视角看待各种政策工具和新兴的部门市场，考虑政策间相互依存性，避免不一致，并保证系统的可靠性和经济性。

“能反映电力真正成本的价格就是好的价格”

eo:每个电力市场中的参与者都关心价格，今年夏天，欧洲电力市场的现货价格大涨，这其中有气候的原因，但也有一些市场设计的原因，市场设计如何影响电价?

Patrick Graichen:欧洲批发电力市场价格基本上取决于三件事:全球煤炭价格，其次是天然气价格，第三是碳价。所以今年夏天我们看到二氧化碳价格从每吨五欧元上涨到每吨二十欧元。我们也看到全球化石燃料价格再次回升，煤炭市场一直在复苏，油价一直在上涨，这是主要原因。所以燃煤电厂的成本更高，然后导致市场价格更高。市场设计的基本原理是发电厂的边际成本决定批发电力市场价格。这是整个市场设计的核心。电价总是随着运营成本而波动，当煤价或碳价走高时，运营成本会更高。

eo:彭博社的一个报道声称，电价上涨给德国的一些中小企业带来的压力也非常明显。

Patrick Graichen:实际上最终消费者的价格并没有太大的改变，如果批发电力市场价格上涨，可再生能源附加费下降，因为可再生能源需要承担其成本，以及当市场价格上涨，附加费下降。因为你知道例如市场价格是5美分，而可再生能源发电厂需要7美分，那么附加费就是2美分。如果市场价格是3美分，那么附加费需要高出4美分。因此最终的消费者价格也没有那么大的变化，批发电力市场价格也各不相同。所以实际上德国的小企业面临问题不大，大部分成本相当稳定。

eo:但中小企业需要为电价上涨支付更多费用，一些企业认为这对他们的业务构成威胁。

Patrick Graichen:德国的能源密集型产业有成本问题，但我们已经免除了所有的税收和附加费，这些企业已经享有非常有竞争力的电价。其他非能源密集型产业的确电价很高，但对他们来说，电价在他们总成本中的比重非常低，只有一到两个百分点。其他因素，如人工或产品质量更为重要。这些报道所说的与事实有所出入。德国工业在Energiewende中依旧发展得不错。确实有人正在游说反对附加费，因为他们认为这个价格太高，但德国工业的竞争力是欧洲最强大的产业，目前我们的问题是这些企业缺乏足够的劳动力，他们都在寻求雇佣新的员工。

eo:电价高企时，这些企业如何通过市场机制来对冲风险呢?

Patrick Graichen:企业通常会签订长期合同，提前三到四年买电。例如汽车制造商在签制造汽车的合同时，也会同时购买生产汽车所需的电力，以此对冲生产成本的风险。

eo:您认为在批发市场什么样的价格是好的价格?

Patrick Graichen:煤价、气价和碳价是电力市场价格的脉搏，如果碳价能够体现二氧化碳的成本，那么市场反映出的就是真正的电力成本。但现在20多欧元的碳价明显低于二氧化碳的真实成本。

eo:对价格高位有没有预估?

Patrick Graichen:大多数建模分析师假设未来二氧化碳价格30欧元时，未来的电力市场价格在50到60欧元/兆瓦时。有趣的是，如果系统中有越来越多的风和太阳能，由于风电和光伏的边际成本为零，一年中风、光资源充足时，批发电力市场的价格是零，而在没有风和太阳的时候，煤和燃气发电主导价格时，价格可能在7080欧元/兆瓦22时。这样平均下来的价格是50欧元/兆瓦时，就可能是未来的批发电价。

“碳价越高，天然气发电比煤炭发电就越具竞争力”

eo:碳价也决定了批发电力市场的价格，如果要使这两种机制能够协调运行，需要很高的碳价，但过去的几年，欧洲这两个机制并不能很好连接，如何让二者有效运行，并确保它们在经济上可行?

Patrick Graichen:在涉及使用煤或天然气发电时，碳价就起作用了，由于天然气的碳排放是煤炭的一半，发电商会选择减少煤和使用更多的天然气。碳价越高，天然气发电比煤炭发电就越具竞争力。

一年前欧洲碳市场的价格也只有3到5欧元，价格很低且变动不大。但现在情况发生了变化，碳交易中的证书数量减少，每吨碳有20欧元，煤的成本上升，每吨碳的价格达到20甚至30欧元时才是煤电成本的真实反映。

但可再生能源却不一样，他们需要其他可靠的收入来源。因为在批发电力市场中的边际成本为零。但显然你有投资成本，那么问题是你如何在电力市场中支付这些投资成本，这只需要支付运营成本，这就是为什么你需要一个单独的融资机制，可能是固定上网电价(FiT，feed-in-tariff-premium)或其他额外机制来支付他们的投资成本，德国现在通过拍卖可以产生可再生能源的市场溢价。

可再生能源行业至少需要10年稳定的收入，只有批发电力市场和碳价格可能无法保证，因此可再生能源需要一些额外的政策，如竞争性招标(Auction)和固定上网电价，但对天然气和燃煤发电来说，我认为将电力市场与排放交易相结合会很有帮助。现在欧洲碳价正在上涨，德国的煤电厂也在逐年减少运营时间。

eo:您如何看待未来五年欧洲市场的碳价?

Patrick Graichen:大多数人认为未来五年欧洲的碳价约为25欧元，也有人甚至说可以达到每吨二氧化碳30欧元。