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實現德國類似的高比例可再生能源并網,中國得先解決市場設計

作者:蔡譯萱 來源:南方能源觀察 發布時間:2020-04-18 瀏覽:
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中國儲能網訊:電力市場化改革、可再生能源消納、補貼難題、競價時代、平價上網……這些已然成為今年以來中國能源轉型的關鍵詞。隨著電改的推進,可再生能源政策也不斷出現階段性變化,從去補貼到競價上網,這些能源轉型的階段性問題在2012年左右德國都曾經面臨。

而德國的前置作業是在決定能源轉型后,于2012年首先設立Agora Energiewende,作為一家位于德國柏林的能源轉型智庫,其核心工作議題是如何在德國、歐洲以及全球實現能源系統的低成本有效率的轉型。目前,Agora智庫現有40名工作人員,來自不同專業背景的工程師、經濟學家與政治學家。智庫設有理事會作為指導機構,包含來自學術界、民間團體、企業部門以及政府的代表。

智庫由墨卡托基金會(the Stiftung Mercator)與歐洲氣候基金會(the European Climate Foundation)聯合資助,除研究討論本國的能源問題可行方案,還與別國就能源轉型相關問題溝通協調。

日前,來中國參加國際能源變革論壇的Agora智庫負責人Patrick Graichen及項目總監Mara Marthe Kleiner接受eo專訪,10月初他們聯合德國國際能源合作機構(GIZ)與國家可再生能源中心聯合發布了針對中國能源轉型的專題報告《中國能源轉型之星》(A Star for China’s Energy Transition)。

三年前他們曾就歐洲電力市場整合與可再生發展進行工作調研,并發布《電力市場之星》(The Power Market Pentagon),此次對中國轉型的研究沿用了其中的基本概念,并從實際出發,使其適合中國國情。

在他們看來,中國近期的政策改革朝著正確的方向發展,如已經開始了排放交易試點項目,初步制訂了可再生能源配額制度,并認可建立電力現貨市場的必要性。但是,還有一些基本挑戰仍有待解決,包括燃煤發電的產能過剩、不靈活的調度系統、數據透明度缺乏 。

因此,他們發布了一份中國版的能源轉型報告——Agora給中國能源轉型的5條建議,幫助決策者以務實和連貫的視角看待各種政策工具和新興的部門市場,考慮政策間相互依存性,避免不一致,并保證系統的可靠性和經濟性。

我們從電力市場設計談到可再生能源激勵機制,專訪雖然略長,或許會花掉你10分鐘的閱讀時間,但真的非常值得你逐字讀完,你會發現,好的建議從不說教,直戳問題核心。

關鍵詞:電價上漲

“能反映電力真正成本的價格就是好的價格”

“非能源密集型產業成本問題不在電價,而是人工等其他因素”

eo:每個電力市場中的參與者都關心價格,今年夏天,歐洲電力市場的現貨價格大漲,這其中有氣候的原因,但也有一些市場設計的原因,市場設計如何影響電價?

Patrick Graichen:歐洲批發電力市場價格基本上取決于三件事,全球煤炭價格,其次是天然氣價格,第三是碳價。所以今年夏天我們看到二氧化碳價格從每噸五歐元上漲到每噸二十歐元。我們也看到全球化石燃料價格再次回升,煤炭市場一直在復蘇,油價一直在上漲,這是主要原因。所以燃煤電廠的成本更高,然后導致市場價格更高。

市場設計的基本原理是發電廠的邊際成本決定批發電力市場價格。這是整個市場設計的核心。電價總是隨著運營成本而波動,當煤價或碳價走高時,運營成本會更高。

eo:彭博社的一個報道聲稱,電價上漲給德國的一些中小企業帶來的壓力也非常明顯。

Patrick Graichen:實際上最終消費者的價格并沒有太大的改變,如果批發電力市場價格上漲,可再生能源附加費下降,因為可再生能源需要承擔其成本,以及當市場價格上漲,附加費下降。因為你知道例如市場價格是5美分,而可再生能源發電廠需要7美分,那么附加費就是2美分。如果市場價格是3美分, 那么附加費需要高出4美分。因此最終的消費者價格也沒有那么大的變化,批發電力市場價格也各不相同。所以實際上德國的小企業面臨問題不大,大部分成本相當穩定。

eo:但中小企業需要為電價上漲支付更多費用,一些企業認為這對他們的業務構成威脅。

Patrick Graichen:德國的能源密集型產業有成本問題,但我們已經免除了所有的稅收和附加費,這些企業已經享有非常有競爭力的電價。其他非能源密集型產業的確電價很高,但對他們來說,電價在他們總成本的比重非常低,只有一到兩個百分點。其他因素,如人工或產品質量更為重要。這些報道所說的與事實有所出入。德國工業在Energiewende中依舊發展得不錯。確實有人正在游說反對附加費,因為他們認為這個價格太高,但德國工業的競爭力是歐洲最強大的產業,目前我們的問題是這些企業缺乏足夠的勞動力,他們都在尋求雇傭新的員工。

eo:電價高企時,這些企業如何通過市場機制來對沖風險呢?

Patrick Graichen:企業通常會簽訂長期合同,提前三到四年買電。例如汽車制造商在簽制造汽車的合同時,也會同時購買生產汽車所需的電力,以此對沖生產成本的風險。

eo:您認為在批發市場什么樣的價格是好的價格?

Patrick Graichen:煤價、氣價和碳價是電力市場價格的脈搏,如果碳價能夠體現二氧化碳的成本,那么市場反映出的就是真正的電力成本。但現在20多歐元的碳價明顯低于二氧化碳的真實成本。

eo:對價格高位有沒有預估?

Patrick Graichen:大多數建模分析師假設未來二氧化碳價格30歐元時,未來的電力市場價格在50到60歐元/兆瓦時。有趣的是,如果系統中有越來越多的風和太陽能,由于風電和光伏的邊際成本為零,一年中風、光資源充足時,批發電力市場的價格是零,而在沒有風和太陽的時候,煤和燃氣發電主導價格時,價格可能在70—80歐元/兆瓦時。這樣平均下來的價格是50歐/兆瓦時,就可能是未來的批發電價。

關鍵詞:碳市場與電力市場的聯動機制

“碳價越高,天然氣發電比煤炭發電就越具競爭力”

“碳價20甚至30歐元/噸,才是煤電成本的真實反映”

eo:碳價也決定了批發電力市場的價格,如果要使這兩種機制能夠協調運行,需要很高的碳價,但過去的幾年歐洲這兩個機制并不能很好鏈接,如何讓二者有效運行,并確保它們在經濟上可行?

Patrick Graichen:在涉及使用煤或天然氣發電時,碳價就起作用了,由于天然氣的碳排放是煤炭的一半,發電商會選擇減少煤和使用更多的天然氣。碳價越高,天然氣發電比煤炭發電就越具競爭力。

一年前歐洲碳市場的價格也只有3到5歐,價格很低且變動不大。但現在情況發生了變化,碳交易中的證書數量減少,每噸碳有20歐元,煤的成本上升,每噸碳的價格達到20甚至30歐元時才是煤電成本的真實反映。

但可再生能源卻不一樣,他們需要其他可靠的收入來源。因為在批發電力市場中的邊際成本為零。但顯然你有投資成本,那么問題是你如何在電力市場中支付這些投資成本,這只需要支付運營成本,這就是為什么你需要一個單獨的融資機制,可能是固定上網電價(FiT,feed-in-tariff)或市場溢價(FiP,feed-in-premium)或其他額外機制來支付他們的投資成本,德國現在通過拍賣可以產生可再生能源的市場溢價。

可再生能源行業至少需要10年穩定的收入,只有批發電力市場和碳價格可能無法保證,因此可再生能源需要一些額外的政策,如競爭性招標(Auction)和固定上網電價,但對天然氣和燃煤發電來說,我認為將電力市場與排放交易相結合會很有幫助。現在歐洲碳價正在上漲,德國的煤電廠也在逐年減少運營時間。

eo:您如何看待未來五年歐洲市場的碳價?

Patrick Graichen:大多數人認為未來五年歐洲的碳價約為25歐元,也有人甚至說可以達到每噸二氧化碳30歐元。

關鍵詞:可再生能源棄電率

“基于運營成本的價格機制起很大作用”

“數據透明是德國有效地使可再生能源進入市場的重要原因”

“獎勵靈活性的電源,確保系統可靠、容量充足”

“德國的問題擴大電網傳輸范圍,而中國的問題在于市場設計”

eo:我們需要什么樣的價格機制來反映他們的真實情況?

Patrick Graichen:基于運營成本的價格機制會起很大作用。風電和光伏的邊際成本為零,因此會被優先調度,正是基于這樣的價格機制,德國的棄電率非常低。但德國的問題在于,雖然高比例的風電、光伏優先進入市場,但一些區域的電網容量有限,沒有足夠的通道來輸送電力。同時電力系統安全穩定運行還需要往往需要化石燃料發電來提供各種輔助服務,保持電網穩定。因此德國目前正在讓風力發電場提供向電網提供這種輔助服務。

eo:風電如何提供輔助服務?

Patrick Graichen:電網通常需要一些備轉容量使其頻率穩定在50赫茲。當發電廠使用旋轉備用時,它可以是一個風力發電廠,而不是化石發電廠。當有足夠的風時, 風力發電場也可以提供這種服務,只要有在線數據的預測,那么通常燃煤發電站能提供的服務,風電也可以。

eo:這可以替代多少化石燃料發電?

Patrick Graichen:當電網需要旋轉備用時,也需要很多不同的服務,其中一部分可以由風力發電廠完成,其他可以通過儲能來完成,如果將這些不同的服務結合起來,可以將化石電廠服務減少50%以上。

所以德國已經解決了市場設計的問題,但我們仍在努力的是擴大電網傳輸范圍,而中國的問題在于市場設計。

Kleiner:對于這種電網來說,最重要的事情之一在于我們能夠發現這些問題,這是因為德國的大量數據透明度很高。我們已經能預測第二天系統中擁有多少可再生能源,在此基礎上,如何使用這些可再生能源,比如提供輔助服務。我們根據天氣預報得知明天將從哪個發電廠獲得多少風電,并且根據預測進行建模。最重要的是,這些數據都是公開透明的,由TSO免費公開發布。這也是Agora提出的黃金法則第五點——透明原則,事先掌握這些有關可再生能源的預測非常重要。

掌握的數據不僅僅是用于長期預測,而是日前生產多少可再生電力。這就是為什么德國可以更有效地使可再生能源進入市場的原因,電網和電力市場相互關聯都掌握信息,這一點很重要,中國在市場起步方面做得還不錯,但透明度確實是技術上解決的先決條件。

eo:但是在中國的情況下要復雜得多,Agora在報告中也提到電力安全是電網運營商面臨的最大問題。

Patrick Graichen:所以如何獲得供應的安全性,顯然在風電光伏不足時,需要化石燃料發電廠。問題在于如何向這些電廠付費。你可以通過容量市場為備用功能提供容量激勵。重要的是,如果你選擇容量機制,只能激勵具有靈活性的容量,如果一直運行不靈活的容量,當風光滿負荷運行時,就會發生風電光伏的棄電,因此只能激勵靈活的化石燃料容量,這樣它就會在風很小的時候啟動,風大時就會關停。但是你可以做一個容量機制,德國沒有采用容量市場而是用戰略備用機制。

eo:不久前我看到一份報道,歐盟擔心國家干預的容量機制會危害自由競爭,所以此前一直試圖限制歐盟成員國發展容量市場。

Patrick Graichen:在歐洲,一些國家采用容量市場,還有一些國家采用容量備用,他們并且有不同的理念,并且長期爭論哪一種機制更好。 歐盟委員會為了確保這些方案不是補貼計劃,給發電廠提供比實際需要更多的錢,因此他們需要監管備用容量謹防過剩,并且保證競爭,他們不允許市場有太多備用容量。

但是我不確定這篇報道的具體爭議點是什么,對歐盟委員會來說,可能認為成員國的容量儲備太高。

eo:風電成本及其上網電價在持續下降,如何將較低的成本傳遞到最終用戶的電價?

Patrick Graichen:我們現在要支付的可再生能源附加費是批發電價減去所需要的可再生能源的固定費率,如果可再生能源固定費率比批發電價便宜,那么附加費為零;如果高于批發市場,就有價差。不過現在可再生能源變得越來越便宜,我們將進入一個可再生能源附加費越來越低的世界。

但問題在于可再生附加費還包括10年前投運的可再生能源,它們的價格仍然很昂貴。因此整體上看,可再生能源附加費用下降需要需要10到15年的時間。但你可以看到這種情況已經慢慢發生,今年就減少了一點,明年還將繼續減少,每千瓦小時可能在六點四到六點五歐分之間。(2019年的附加費是6.405歐分/千瓦時)。

不過我們會看到,現在的電力市場價格與可再生能源的平準化成本之間的差價,已經低于用戶必須支付的附加費。德國的電力市場也曾經歷較低的電力市場價格,高價的可再生能源,但現在情況已完全改變。電價的下降將抵消可再生能源的附加費,雖然目前整體附加費只下降了一點,我們預計可再生成本與市場價格間的差異還將縮小。

eo:如何降低可再生能源遺留成本(legacy cost)?

Patrick Graichen:有兩種選擇,第一,就是等這些舊機組在20年的補貼合同到期后就不再需要補貼。第二,是提出一個新的融資機制,這就是我們目前正在討論的,我們需要對其他行業征收碳稅,比如交通行業,運輸業現在并沒有納入碳交易,但我們需要減少運輸業的碳排放。因此,一種選擇是對供熱和交通業征收碳稅,并使用這筆錢來降低補貼的經濟負擔。但德國現在對此也有著很大爭議,Agora正在為此做一個模型。

關鍵詞:可再生能源補貼

“可再生能源行業至少需要10年穩定的收入”

“補貼機制設計的關鍵在于項目收入的穩定性以及有相關項目的長期合同作支撐”

“一旦投資者信任一種機制,項目的融資成本和總都要低得多,就相應降低可再生能源的成本”

eo:中國目前也面臨補貼壓力,國家能源局已經決定降低風電光伏的上網電價,競價上網,但行業內有很大的爭議,中國在政策轉型中如何既降低補貼額度又保證行業發展?

Patrick Graichen:當你從全球范圍看風能和太陽能的成本時,很多國家的成本都比中國低。所以中國有機會降低上網電價和中國能源系統的可再生能源成本。但其次,您還需要了解低成本的先決條件,并保證10年或15年的收入穩定可靠,如果您不能真正相信通過上網電價或任何穩定的收入未來10年15年將有風險溢價。

例如在歐洲,2014年西班牙削減了光伏補貼,導致投資者不再投資西班牙,因為他們不確定簽署的合同在未來15年是否真的有效。但是智利的情況則截然相反,那里的天氣條件良好,可再生能源成本低廉,約2—3美分/千瓦時,加之當地的能源密集型企業如礦業公司數量很多,這些公司通常會簽10年合同,并且有很好的信譽履行合同,因此項目的回報是可觀的。這就是一種政策組合。因此中國可以讓更多的可再生能源項目來競價,以此降低價格,但同時也需要保障可再生能源開發商有穩定可靠的收入。

eo:可再生能源需要怎樣的補貼機制?

Patrick Graichen:我認為,如果發放競拍配額的主體是值得信賴的行為者,那么無論是配額制還是拍賣或其他補貼機制,形式不是最主要的,補貼機制設計的關鍵在于項目收入的穩定性以及有相關項目的長期合同作支撐。

eo:您提到了“值得信賴的”,如何定義一個機制是“信賴的”?

Patrick Graichen:與其它行業的投資一樣, 可再生能源補貼資金的問題在于錢從哪兒來。德國采用的是征收附加費,并非由財政部決定,而是通過計算電力交易所電力批發市場價格與可再生能源固定回報率之間的差額,每年10月15日公布下一年的可再生能源附加費,由消費者通過電費支付。由于該機制非常穩定且可靠,德國的可再生能源融資風險很小,融資成本非常低。

補貼機制既可以是國家擔保,也可以是附加費擔保,或者私人參與者和金融市場認為這份合同確實可以持續10到15年,才能降低項目的平均成本。由于風能和太陽能先期投資成本高,但在10到20年的運營期幾乎沒有經營成本,因此融資成本是決定投資項目是否便宜的重要因素。

決定資本成本的關鍵因素是風險,當提供信貸的銀行或公司認為該項目有可靠的補貼機制,風險很低,那么融資成本就會很低,如果銀行認為項目有非常高的風險,他們會相應提高信貸價格。

就像之前所說,西班牙政府一開始對可再生能源大力補貼,后來粗暴取消,并且對已經運行的合同進行了根本性的改變,致使企業融資成本增加很多,而德國,荷蘭、法國和丹麥等有長期監管運行機制的國家,其融資項目的成本卻遠低于西班牙等國家,項目投資所得也高得多。

因此,一旦投資者信任一種機制,項目的融資成本和總都要低得多,這就能相應降低可再生能源的成本。

Kleiner:目前,當業界談論降低可再生能源的成本時,更多的還是從降低其技術成本來考量。但事實上,可再生能源的技術成本在全球范圍內已經很低了,我們需要更多關注的是如何降低其他成本,低廉的借貸、管理成本和穩定的經濟政策往往會降低項目成本,而這也是可以做到和改變的。

eo:過去幾年,德國主要專注于在電力系統整合可再生能源,但現在更傾向提高整個能源系統的靈活性?

Patrick Graichen:德國在2000年開始能源轉型,當時只有5%的可再生能源,現在到了2018年,它的比例將達到40%,這就是我們現在的情況。風電和光伏占27%,在這種情況下我們需要更靈活的系統,否則系統運行會有問題,因此靈活性問題在可再生能源領域越來越重要。德國北部地區已經擁有60%的可再生能源,南部有25%,那里的挑戰遠高于德國南部。 德國能源轉型的下一階段將把可再生能源用于供熱和運輸,因此我們的重點不僅僅是在電力市場而是如何把電能與熱能及交通融合,提高整個系統的靈活性,還有很多有趣的問題需要研究。

關鍵字:可再生能源 儲能

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