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丹麥為何沒有"棄風(fēng)"

2017-02-08  來源:互聯(lián)網(wǎng)      關(guān)鍵詞: 丹麥 

目前,北歐電力交易所里有來自20個國家的大約380個成員單位,絕大部分成員每天都會參與交易,每天產(chǎn)生大約2000個左右的交易訂單。這些會員單位除了電力供需兩端的電力公司、售電公司、大用戶之外,也包括投資基金、投資公司、銀行、中介公司等金融機構(gòu)。

除了交易中心進行的現(xiàn)貨交易之外,購售電雙方也可以簽訂場外的中長期合約,在丹麥,這類合約一般是金融合同。中長期交易與現(xiàn)貨市場的結(jié)合,為各類金融機構(gòu)參與電力市場,創(chuàng)造各類電力交易衍生品創(chuàng)造了條件。

日前市場和日內(nèi)市場所提供的電力供需信息,基本上保證了電網(wǎng)公司能夠以此為依據(jù)維持電力系統(tǒng)平衡,然而實際運行依然有可能出現(xiàn)超出預(yù)測的情況。Vittrup介紹,丹麥電網(wǎng)公司還會根據(jù)實際運行情況和自己的預(yù)測,向一些調(diào)節(jié)性好的電廠購買備用容量和輔助服務(wù),在其他發(fā)電機組出現(xiàn)意外的時候,這些電廠可以迅速啟動,應(yīng)對調(diào)峰調(diào)頻需求。

通過這一整套機制成熟且覆蓋區(qū)域廣泛的電力交易市場,丹麥的風(fēng)電可以靈活地通過在電力市場上報價來尋找到消納的用戶,而在風(fēng)電供應(yīng)不足的時候,又可以通過其他電源和周邊國家購買電力來維持本國的電力供應(yīng)。

Vittrup對《財經(jīng)》記者展示了2015年9月第一周的丹麥國內(nèi)電力需求、風(fēng)電出力與電價變化的典型場景。在2015年8月31日上午10點,電力需求為443萬千瓦,當(dāng)時風(fēng)力較小,風(fēng)電功率為37.8萬千瓦,此時丹麥從周邊國家進口的電力達(dá)到240萬千瓦,上網(wǎng)電價達(dá)到約55歐元每兆瓦時,是該周內(nèi)電價的峰值。

9月2日凌晨2點,正是用電的低谷時段,全國需求為291萬千瓦,其中風(fēng)電出力達(dá)到了286萬千瓦,此時丹麥向周邊國家出口電力21萬千瓦,上網(wǎng)電價也低至約10歐元每兆瓦時。

而到了9月5日凌晨4點左右,僅僅風(fēng)電出力就超過了丹麥的電力負(fù)荷,此時丹麥不僅出口電力,而且上網(wǎng)電價為負(fù)數(shù)。

在整個變化的周期中,大型火電機組會根據(jù)市場電價的情況決定是否發(fā)電。在用電高峰時期,上網(wǎng)電價較高,火電所占比例也較高;而在用電低谷時期,電價較低,火電比例也隨之降低,如果再加上風(fēng)電出力較好,火電甚至?xí)客C。電力市場的價格信號,而非行政命令在其中起到了調(diào)節(jié)的作用。風(fēng)電由于具有零邊際成本的特點,保證了它在市場中的競爭力,能夠在有風(fēng)力的時候滿額發(fā)電,而火電則具有調(diào)節(jié)性好的優(yōu)點,能夠根據(jù)價格信號來決定啟停時間。

價格機制

在成熟的市場機制下,丹麥的風(fēng)電市場一直吸引著投資者。2016年11月,丹麥海上風(fēng)電項目Kriegers Flak招標(biāo)結(jié)果出爐,瑞典能源巨頭Vattenfall以0.372丹麥克朗每度電的價格中標(biāo),創(chuàng)下了海上風(fēng)電史上最低電價。這一電價折算過來僅僅約合人民幣0.37元每度電,與之相比,最新的現(xiàn)行政策下,國內(nèi)的海上風(fēng)電的標(biāo)桿電價為0.85元每度。

針對海上風(fēng)電項目,丹麥在其運行的前5萬個小時內(nèi)按照中標(biāo)的固定電價結(jié)算,也就意味著雖然業(yè)主會參與電力市場競價,但是政府會補貼市場電價與中標(biāo)電價之間的差額部分。不過在風(fēng)電報負(fù)價時不享受補貼。5萬個小時之后,按照市場價結(jié)算。這一補貼模式與中國現(xiàn)行的標(biāo)桿電價政策類似,即通過國家可再生能源發(fā)展基金補貼當(dāng)?shù)鼗痣婋妰r與新能源標(biāo)桿電價之間的差額。

而陸上風(fēng)電則采取了不同的補貼政策,丹麥在風(fēng)電市場電價的基礎(chǔ)上給予每度電0.25丹麥克朗的定額補貼,補貼時間為滿負(fù)荷運行2.2萬個小時。

在中國對新能源的標(biāo)桿電價補貼模式下,對新能源的補貼費用是基于新能源標(biāo)桿電價與燃煤標(biāo)桿電價的差額。對于甘肅、內(nèi)蒙古等風(fēng)電裝機已經(jīng)嚴(yán)重過剩的省份,由于當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿電價也比較低,標(biāo)桿電價模式下,意味著對新能源的補貼標(biāo)準(zhǔn)反而會高于東部。風(fēng)電規(guī)模上來之后,這并不是正確的價格信號。

事實上,對新能源發(fā)電實行定額補貼制度也是中國政策制定者正在考慮的方向。2016年,國家發(fā)改委價格司的官員曾多次在不同公開場合表示,正在研究改變新能源補貼機制,原有的固定電價模式難以為繼,考慮改為燃煤標(biāo)桿電價加上定額補貼的模式。

關(guān)于丹麥的電價,需要指出的一點是,上網(wǎng)側(cè)的低價并不意味著用戶的低價,用戶側(cè)電價還需要在上網(wǎng)電價基礎(chǔ)上加上稅費、新能源附加費、輸配成本費用。丹麥的上網(wǎng)電價在歐洲處于較低水平,但是用戶側(cè)居民電價約為2.3丹麥克朗每度電,工業(yè)電價約為1.14丹麥克朗每度電,電價水平是歐洲最高的(1元人民幣約合1.02丹麥克朗)。

Energinet提供的一個統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示,以一個年用電量為4000度左右的家庭為例,其居民電價中,稅費占到了58%,輸電成本占3%,配電成本占16%,用于可再生能源補貼的附加費(PSO)約占9%,上網(wǎng)側(cè)的市場電價成本僅占14%。

對中國的啟示

縱觀丹麥的風(fēng)電利用,可以發(fā)現(xiàn)其能源轉(zhuǎn)型并非單純增加風(fēng)電的裝機容量,裝了之后就不管不顧,而是有一整套完善的電力市場的硬件與軟件來支持風(fēng)電使用。

市場架構(gòu)上,丹麥將電網(wǎng)公司變成了一個獨立、非營利的國有公司,保證電網(wǎng)對所有的市場參與者公平開放。電網(wǎng)公司Energinet是一個輸電網(wǎng)運營商,而發(fā)電、配售電放開,讓供應(yīng)方、用戶之間形成多買多賣的完全競爭格局。這為市場的形成創(chuàng)造了條件。

輸電網(wǎng)的建設(shè)也是必要條件。丹麥國內(nèi)能源稟賦并不突出,也曾以化石能源為主要能源,但是通過建設(shè)輸電網(wǎng)將周邊各國連接起來,使得多種能源有條件互相配合,來幫助風(fēng)電消納并同時滿足國內(nèi)電力需求。

在此基礎(chǔ)上,借助以北歐為主、覆蓋大部分歐洲國家的電力市場,將供應(yīng)和需求轉(zhuǎn)換為價格信號,通過電力市場來實現(xiàn)資源配置。由于風(fēng)電具備零邊際成本但不穩(wěn)定的特點,而傳統(tǒng)能源則有較好的調(diào)節(jié)性,使得市場競爭中風(fēng)電總是能夠優(yōu)先使用,其他能源品種根據(jù)市場信號為之配合來滿足電力供應(yīng)。

對于電力消費來說,將丹麥與中國直接類比并不合適,其做法也無法直接借鑒。不過若是以整個歐洲來考察,其經(jīng)驗仍然具有一定的借鑒意義。

從2015年3月發(fā)布“電改9號文”以來,中國正在緩步推進新一輪電力體制改革。“放開兩頭,管住中間”是這一輪電改的核心,在上一輪電改已經(jīng)放開發(fā)電側(cè)的基礎(chǔ)上,逐漸放開售電側(cè)和新增的配電網(wǎng)市場。與此同時,電網(wǎng)公司的盈利模式將面臨根本改變,從此前的吃購銷差價變?yōu)闇?zhǔn)許成本加合理收益,電網(wǎng)公司將面臨更嚴(yán)格的監(jiān)管。

輸配電價核定是“管住中間”的第一步,從2014年開展輸配電價改革試點到2016年9月將試點范圍擴大到全國,在此基礎(chǔ)上,2017年1月2日,國家發(fā)改委發(fā)布了《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》,規(guī)定了省級電網(wǎng)輸配電價的定價原則、計算辦法。發(fā)改委有關(guān)負(fù)責(zé)人在答記者問時表示,制定出臺《辦法》,有利于加快構(gòu)建主要由市場配置電力資源的體制機制。

在搭建市場機制上,中國剛剛邁出了第一步。而在輸電網(wǎng)建設(shè)上,中國是世界上進行特高壓建設(shè)經(jīng)驗最豐富的國家。2016年,國家電網(wǎng)建成了“三交一直”四個特高壓工程,總建成的特高壓工程項目達(dá)到11個,還有7個特高壓工程在建。對于甘肅、內(nèi)蒙古等風(fēng)電棄風(fēng)率高的省份,這些特高壓項目以及西北750千伏主網(wǎng)架工程的建設(shè)將有助于風(fēng)電的消納。

而最大的困難,或許在于未來電力市場的范圍,究竟是區(qū)域電力市場還是省級電力市場。

此輪電改,降電價成為了一個附屬的政治任務(wù),在2016年初的中央經(jīng)濟工作會議上,甚至明確有“要降低電力價格,推進電價市場化改革”這樣的表述。電費是工業(yè)用戶、尤其是高耗能企業(yè)中成本的重頭,電價的降低能直接提升這些企業(yè)的利潤水平,在目前已經(jīng)開展電力交易試點和直購電的不少省份,電價都有不同程度的下降,地方政府也因此樂于推動。

以省為實體開展工作,更符合中國的政府治理特點。在以省為實體的基礎(chǔ)上,各省更容易建立起自己的省級電力市場。并且,在電力供應(yīng)相對過剩的條件下,地方政府都更愿意用戶購買本省電力。

到2016年底,全國已經(jīng)有超過20個省(自治區(qū)、直轄市)的電改綜合試點獲得批復(fù),幾乎所有省份都已經(jīng)成立了省級電力交易中心,省級市場推進可謂如火如荼。與之相比,區(qū)域電力市場的進程堪稱慘淡。

在2016年初國家能源局公布的年度能源工作指導(dǎo)意見中提出,推進南方、京津冀等區(qū)域電力市場。京津冀區(qū)域電力市場一度被視作區(qū)域電力市場的突破點,然而一年過去,區(qū)域電力市場試點工作仍未啟動,但京、津兩地各自的綜合電改試點方案先后獲批。

參考丹麥的情況可以發(fā)現(xiàn),在風(fēng)電占比較高的情況下維持供應(yīng)穩(wěn)定,以北歐電力交易所為中心的電力市場的作用非常關(guān)鍵。從最初的挪威到北歐四國再到如今業(yè)務(wù)覆蓋到多個國家,意味著可以實現(xiàn)更大區(qū)域的資源有效配置,有更豐富的能源品種可以接入電網(wǎng)并隨時調(diào)用,可以降低電網(wǎng)系統(tǒng)風(fēng)險,有效支撐新能源的利用。

若與之對比,中國省級市場的如火如荼,如同歐洲各國單獨建立起自己的電力市場。然而如果沒有切實有效的區(qū)域市場,就無法實現(xiàn)更大范圍內(nèi)有效的資源配置。

中國西北部的陜甘寧區(qū)域與丹麥的情況有些類似,甘肅有著嚴(yán)重富裕風(fēng)電、光伏裝機,青海水電資源較為豐富,而陜西是西北區(qū)域相對而言的負(fù)荷中心,火電為主要發(fā)電能源。

在《財經(jīng)》記者今年6月參加的一次西北電力市場研討會中,一位甘肅省的官員在發(fā)言中認(rèn)為建設(shè)西北區(qū)域電力市場有助于電能資源在更大范圍內(nèi)配置、消納,減少棄風(fēng)棄光,而這首先需要破除省間壁壘,實現(xiàn)省區(qū)間互聯(lián)互通。

一位國家能源局的官員也在該次研討會的發(fā)言中提到了丹麥,他認(rèn)為丹麥風(fēng)電消納很好源于周圍挪威水電、德國火電有調(diào)節(jié)能力。而甘肅棄風(fēng)的原因,一是系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足,二與省間壁壘、調(diào)度機制有關(guān)系,更重要的是價格因素。

中國人民大學(xué)能源經(jīng)濟系主任鄭新業(yè)在2016年底發(fā)表的一篇文章中曾有這樣的評論:本輪電改暴露出來的最大缺陷,是以省為單位推進改革,這等同于是在培育“電力諸侯經(jīng)濟”,造成省間壁壘進一步加強,最終形成各省市寧要本地區(qū)的高價電、不要其他省份低價電的格局,阻礙電力資源的優(yōu)化配置。


 

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