德国电力市场综述（上）

概述

　　德国地处欧洲中部，是世界第四，欧洲第一大经济体。二战后的德国坚信自由市场能够激发经济活力，德国也因此从废墟中崛起，创造了一系列的经济奇迹。对于制造业发达的德国，电力消费总量也位居欧盟首位，达到了5970亿度，约为中国电力消费量的1/10。德国人口8,110万，最大负荷约为8,200万千瓦，拥有约2亿千瓦的装机容量。德国煤炭资源丰富，长期依赖煤电，自90年代起，德国就推行其能源转型政策，2015年，可再生能源发电量占总发电比例达到了30%，其中风电13.3%、光伏发电5.9%、生物质能发电6.8%、水电3%，相比之下褐煤发电24%、硬煤发电18.2%、核电14.1%、天然气发电8.8%。德国因为其极高的城镇化水平，电网覆盖率高，网架坚强。德国输电网分为220kV和380kV两个等级，线路总长3.5万公里。配网层面，高压配网（60kV到220kV）7.7万公里，中压配网（6kV到60kV）49.7万公里，低压配网（230V到400V）112.3万公里。

好的开局：跑步进入零售竞争市场

　　德国在1998年电改初期就面临着一个重大的选择，是从批发竞争市场开始逐步推进改革，还是一步到位进入到零售竞争市场。在全国范围激烈的讨论之后，德国人选择了直接开放电网，赋予所有终端用户自由选择供电商的权力。电改要求原本垂直一体化的大型电力企业进行了有计划的业务拆分，在这个过程中许多区域性的能源集团不断重组和整合，最后形成了如今四大发电集团（E.on、RWE、Vattenfall、EnBW）和四大电网调度区域（Tennet、Amprion、50hertz、TransnetBW）的格局。虽然电改于1998年4月28号德国《电力经济法》修正案生效后就已经启动，但是部分关键市场细则的讨论一直持续到2001年秋季才有定论。这段时间内，一系列对德国自由化电力市场影响深远的规则被制定出来并在未来被不断的修改和丰富，其中包括：

• 电力零售侧放开，终端用户可以自由选择售电商

• 开放电网使用权，电网运营商不参与市场竞争

• 以平衡结算单元为主体的电量平衡机制

• 日前、日内现货市场与多级调频辅助服务市场协同合作的市场结构

• 依照电压等级逐级套算的过网费计算模型

　　德国电力在电改前的几十年中已经形成了相对稳定的格局，9大电力集团直接或间接控制了全国几乎100%的市场份额，当时也不乏鼓吹垄断体制优势的学者。在这种情形下德国能够直接过渡到零售竞争市场既体现了德国政府锐意改革的魄力，也有欧盟推动其成员国电力工业改革的决心与支持。

波折不断：电改中行业协会的兴起与没落

　　各国电改中，如何处理电网的自然垄断属性，如何计算过网费一直都是难点。德国最初选择了一个与其他欧洲国家截然不同的电网使用与过网费计算方案。在德国的电改初期，电力相关行业协会对于部分规则的制定有着相当大的影响力，这其中有着一定的历史因素。德国历史上长期由大量的小国组成，居民生活和经济活动强调区域性，反映到电力行业中即区域性的电力垄断。垂直一体化的大型能源集团和各地政府控制了德国电力几乎所有的市场份额。

　　为了更好的划分地盘，电力行业协会就成为了代表着各方利益进行协商谈判的代表人和协调人。电改启动一个月后，德国电网、发电与工业协会就开始讨论市场放开后的相关细则，这就是德国区别于其他欧盟国家的行业协商制度。电网监管方案和过网费的计算方案是历次协商的焦点。第一次行业协会协商后得出的过网费计算方案较为简单，即从接入点到发电端之间采用直线距离计算过网费。但是这种计算方法忽略了地理上的电力传输和各类附加条件，在公平性上受到了广泛的质疑。

　　第二次行业协会协商将过网费改为依照电压等级逐层计算。不久后进行的第三次行业协会协商将负荷同时系数纳入到用户的网络使用成本计算中，并设计了基于对比法的过网费评价体系，但是由于参与的行业协会制定了对自己有利的条款，导致部分用户所要交的过网费大幅度提升，引起了这部分用户的抗议。最终欧盟对德国这一特立独行的做法进行了干涉。德国于2005年将相应的监管权力收归政府所有，由德国联邦网络局负责。此后德国输配电价的总额度根据成本加成合理收益法来确定，09年后为了激励电网运营商控制成本，采取了限制最高收入的监管方法并沿用至今。

　　由此可见，德国电改虽然初期迈的步子很大，但是政府对于相关监管权力的回收，以及对于电网作为自然垄断者收益的控制还是经历一段曲折的路程。

能源转型：政府搭台，企业唱戏

　　早在德国电力市场自由化改革之前，德国就在探索用可再生能源替代传统能源的方法。1990年颁布的《电力上网法》就已经规定了可再生能源的相关补贴促进政策。2000年，该法正式被《可再生能源法》替代，标志着德国能源转型正式成为国家战略重点。自此德国可再生能源发展进入快车道，高额的补贴和全额上网的保障机制吸引了大量的资金。但是这种固定补贴机制的激励的效果仅在于促进装机容量的扩大，德国北部多风电，南部为负荷中心的电力供需结构反而为电网的拥塞控制带来的困难。

　　此外电网运营商只负责销售新能源并管理平衡账户，使得市场资源并不能得到最优的配置，很多有价值的信息也没有得到足够的利用。德国政府意识到这个问题后通过多次修订《可再生能源法》稳定住了可再生的增长速度，但是政策调控相比于市场具有更大的滞后效应，加上终端用户必须支付不断增长的可再生能源附加费，普通民众对于发展可再生的支持度也逐年降低。在这种情况下，德国于2014年对《可再生能源法》做出了重大的修订，对可再生能源项目全面引入市场化的补贴机制。

　　即对可再生能源电站不再满额补贴，而是根据前一个月该可再生能源的市场交易均价和固定补贴的差额计算出市场化交易奖金，最终可再生能源电站的收益为市场博弈收入+市场化交易奖金+管理奖金，后者为鼓励既有可再生能源电站加入市场竞争而给出的额外补贴。

　　对于任何一个国家来说，可再生能源发电这一目前还相对昂贵的电力生产方式势必会增加消费者的负担。德国在这方面的处理可谓相当的聪明，一方面通过合理规划与配额制引导增量的投资，另一方面通过市场化的交易机制和辅助服务市场鼓励市场成员利用预测数据等有价值的信息优化存量的资源配置。由此看来，德国2050年可再生能源发电量达到80%的目标并不是一个天方夜谭。

　　在不断摸索中前进的德国电力体制设计中，应该说有两点是最大的特色也是为了消纳新能源而度身打造的：平衡结算单元与独立调频市场。这都是为了应对新能源的不稳定性。

　　平衡结算单元是一个虚拟存在的很难用语言描述的特殊名词。我们可以把它理解为对新能源是否能按照预测准确发电的一个描述参数，凡是不能维持区域内发电和用电平衡的平衡结算单元----背后实际上是新能源电站运营商，就必须从电网公司那里购买调频调峰电量---这个时候设置在电网公司侧的调频市场，实际上不仅可以帮助电网公司维持系统安全，也是新形势下电网营收的一个创新来源。

　　调频市场通常分为一次调频、二次调频、三次调频。一次调频储备是根据所有ENTSCO-E区域同步连接的输电网统一共同操作的，它可以在30秒钟之内正比于频率的变化自动激活。一次调频储备适用于解决持续0到15分钟内的波动。二次调频储备是用来平衡控制区内的电力供求以及频率控制，它由相关的输电网运营商直接控制的，能在5分钟内完全启动。三次调频储备要在15分钟内完全启动。三次调频储备适用于一次电力波动时间在15分钟到1个小时之间或者几小时内多次电力波动的情况。

　　这样的调频市场设计对不同的电源种类都产生了不同的推动投资效应，其前提是调频市场的价格是远远超过电力市场上的通常价格，而且为之提供的电厂必须灵活机动得以适应不断变化的新能源----而这恰恰是为了接纳新能源最重要的。