电力市场化改革、可再生能源消纳、补贴难题、竞价时代、平价网际网路……这些早已沦为今年以来中国能源转型的关键词。随着电改的前进，可再生能源政策也大大经常出现阶段性变化，从去补贴到竞价网际网路，这些能源转型的阶段性问题在2012年左右德国都曾多次面对。而德国的前置作业是在要求能源转型后，于2012年首先成立Agora Energiewende，作为一家坐落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、欧洲以及全球构建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，来自有所不同专业背景的工程师、经济学家与政治学家。智库另设理事会作为指导机构，包括来自学术界、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）牵头资助，除研究辩论本国的能源问题不切实际方案，还与别国就能源转型涉及问题交流协商。日前，来中国参与国际能源变革论坛的Agora智库负责人Patrick Graichen及项目总监Mara Marthe Kleiner拒绝接受eo采访，10月初他们牵头德国国际能源合作机构（GIZ）与国家可再生能源中心牵头公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 China’s Energy Transition）。三年前他们曾就欧洲电力市场统合与可再生发展展开工作调研，并公布《电力市场之星》（The Power Market Pentagon），此次对中国转型的研究延用了其中的基本概念，并从实际抵达，使其合适中国国情。在他们显然，中国近期的政策改革朝着准确的方向发展，如早已开始了废气交易试点项目，可行性制定了可再生能源配额制度，并接纳创建电力现货市场的必要性。但是，还有一些基本挑战仍尚待解决问题，还包括燃煤发电的生产能力不足、不灵活性的调度系统、数据透明度缺少 。因此，他们公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，协助决策者以稳健和连贯的视角看来各种政策工具和新兴的部门市场，考虑到政策间相互依存性，防止不完全一致，并保证系统的可靠性和经济性。我们从电力市场设计谈及可再生能源激励机制，采访虽然较短，也许不会赚到你10分钟的读者时间，但知道十分有一点你稿子读过，你不会找到，好的建议从来不严肃，平砍问题核心。关键词：电价下跌“能体现电力确实成本的价格就是好的价格”“非能源密集型产业成本问题不出电价，而是人工等其他因素”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上涨，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：欧洲杂货电力市场价格基本上各不相同三件事，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见二氧化碳价格从每吨五欧元下跌到每吨二十欧元。我们也看见全球化石燃料价格再度回落，煤炭市场仍然在衰退，油价仍然在下跌，这是主要原因。所以燃煤电厂的成本更高，然后造成市场价格更高。市场设计的基本原理是发电厂的边际成本要求杂货电力市场价格。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，运营成本不会更高。eo：彭博社的一个报导声称，电价下跌给德国的一些中小企业带给的压力也非常明显。Patrick Graichen：实质上最后消费者的价格并没过于大的转变，如果杂货电力市场价格上涨，可再生能源附加费上升，因为可再生能源必须分担其成本，以及当市场价格上涨，附加费上升。因为你告诉例如市场价格是5美分，而可再生能源发电厂必须7美分，那么附加费就是2美分。如果市场价格是3美分， 那么附加费必须高达4美分。因此最后的消费者价格也没那么大的变化，杂货电力市场价格也各不相同。所以实质上德国的小企业面对问题并不大，大部分成本非常平稳。eo：但中小企业必须为电价下跌缴纳更加多费用，一些企业指出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，但我们早已减免了所有的税收和附加费，这些企业早已拥有十分有竞争力的电价。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。这些报导所说的与事实有所进出。德国工业在Energiewende中依旧发展得不俗。显然有人正在游说赞成附加费，因为他们指出这个价格太高，但德国工业的竞争力是欧洲最强劲的产业，目前我们的问题是这些企业缺少充足的劳动力，他们都在谋求雇用新的员工。eo：电价低企时，这些企业如何通过市场机制来对冲风险呢？Patrick Graichen：企业一般来说不会签定长年合约，提早三到四年卖电。例如汽车制造商在投生产汽车的合约时，也不会同时出售生产汽车所需的电力，以此对冲生产成本的风险。eo：您指出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，如果碳价需要反映二氧化碳的成本，那么市场体现出有的就是确实的电力成本。但现在20多欧元的碳价显著高于二氧化碳的现实成本。eo：对价格高位是不是预估？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。有意思的是，如果系统中有更加多的风和太阳能，由于风电和光伏的边际成本为零，一年中风、光资源充裕时，杂货电力市场的价格是零，而在没风和太阳的时候，煤和燃气发电主导价格时，价格有可能在70—80欧元／兆瓦时。这样平均值下来的价格是50欧／兆瓦时，就有可能是未来的杂货电价。关键词：碳市场与电力市场的联动机制“碳价越高，天然气发电比煤炭发电越大不具竞争力”“碳价20甚至30欧元／吨，才是煤电成本的现实体现”eo：碳价也要求了杂货电力市场的价格，如果要使这两种机制需要协商运营，必须很高的碳价，但过去的几年欧洲这两个机制并无法很好链接，如何让二者有效地运营，并保证它们在经济上不切实际？Patrick Graichen：在牵涉到用于煤或天然气发电时，碳价就起起到了，由于天然气的碳排放是煤炭的一半，发电商会自由选择增加煤和用于更好的天然气。碳价越高，天然气发电比煤炭发电越大不具竞争力。一年前欧洲碳市场的价格也只有3到5欧，价格很低且变动并不大。但现在情况再次发生了变化，碳交易中的证书数量增加，每吨碳有20欧元，煤的成本上升，每吨碳的价格超过20甚至30欧元时才是煤电成本的现实体现。但可再生能源却不一样，他们必须其他可信的收益来源。因为在杂货电力市场中的边际成本为零。但似乎你有投资成本，那么问题是你如何在电力市场中缴纳这些投资成本，这只必须缴纳运营成本，这就是为什么你必须一个分开的融资机制，有可能是相同网际网路电价（FiT，feed-in-tariff）或市场溢价（FiP,feed-in-premium）或其他额外机制来缴纳他们的投资成本，德国现在通过拍卖会可以产生可再生能源的市场溢价。可再生能源行业最少必须10年平稳的收益，只有杂货电力市场和碳价格有可能无法确保，因此可再生能源必须一些额外的政策，如竞争性招标（Auction）和相同网际网路电价，但对天然气和燃煤发电来说，我指出将电力市场与废气交易结合不会很有协助。现在欧洲碳价正在下跌，德国的煤电厂也在大幅增加运营时间。eo：您如何看来未来五年欧洲市场的碳价？Patrick Graichen：大多数人指出未来五年欧洲的碳价大约为25欧元，也有人甚至说道可以超过每吨二氧化碳30欧元。关键词：可再生能源弃电率“基于运营成本的价格机制起相当大起到”“数据半透明是德国有效地使可再生能源转入市场的最重要原因”“奖励灵活性的电源，保证系统可信、容量充裕”“德国的问题不断扩大电网传输范围，而中国的问题在于市场设计”eo：我们必须什么样的价格机制来体现他们的真实情况？Patrick Graichen：基于运营成本的价格机制不会起相当大起到。风电和光伏的边际成本为零，因此不会被优先调度，正是基于这样的价格机制，德国的弃电率非常低。但德国的问题在于，虽然低比例的风电、光伏优先转入市场，但一些区域的电网容量受限，没充足的地下通道来运送电力。同时电力系统安全性平稳运营还必须往往必须化石燃料发电来获取各种辅助服务，维持电网平稳。因此德国目前正在让风力发电场获取向电网获取这种辅助服务。eo：风电如何获取辅助服务？Patrick Graichen：电网一般来说必须一些备转容量使其频率平稳在50赫兹。当发电厂用于转动可用时，它可以是一个风力发电厂，而不是化石发电厂。当有充足的风时， 风力发电场也可以获取这种服务，只要有在线数据的预测，那么一般来说燃煤发电站能获取的服务，风电也可以。eo：这可以替代多少化石燃料发电？Patrick Graichen：当电网必须转动可用时，也必须很多有所不同的服务，其中一部分可以由风力发电厂已完成，其他可以通过储能来已完成，如果将这些有所不同的服务融合一起，可以将化石电厂服务增加50％以上。所以德国早已解决问题了市场设计的问题，但我们仍在希望的是不断扩大电网传输范围，而中国的问题在于市场设计。Kleiner：对于这种电网来说，最重要的事情之一在于我们需要找到这些问题，这是因为德国的大量数据透明度很高。我们早已能预测第二天系统中享有多少可再生能源，在此基础上，如何用于这些可再生能源，比如获取辅助服务。我们根据天气预报获知2020-03-09 将从哪个发电厂取得多少风电，并且根据预测展开建模。最重要的是，这些数据都是公开发表半透明的，由TSO免费公开发表公布。这也是Agora明确提出的黄金法则第五点——半透明原则，事前掌控这些有关可再生能源的预测十分最重要。掌控的数据某种程度是用作长年预测，而是日前生产多少可再生电力。这就是为什么德国可以更加有效地使可再生能源转入市场的原因，电网和电力市场互相关联都掌控信息，这一点很最重要，中国在市场跟上方面做到得还不俗，但透明度显然是技术上解决问题的先决条件。eo：但是在中国的情况下要简单得多，Agora在报告中也提及电力安全性是电网运营商面对的仅次于问题。Patrick Graichen：所以如何取得供应的安全性，似乎在风电光伏严重不足时，必须化石燃料发电厂。问题在于如何向这些电厂收费。你可以通过容量市场为可用功能获取容量鼓舞。

最重要的是，如果你自由选择容量机制，不能鼓舞具备灵活性的容量，如果仍然运营不灵活性的容量，当风光满负荷运营时，就不会再次发生风电光伏的弃电，因此不能鼓舞灵活性的化石燃料容量，这样它就不会在风较小的时候启动，风大时就不会关闭。但是你可以做到一个容量机制，德国没使用容量市场而是用战略可用机制。eo：不久前我看见一份报导，欧盟担忧国家介入的容量机制不会危害自由竞争，所以此前仍然企图容许欧盟成员国发展容量市场。Patrick Graichen：在欧洲，一些国家使用容量市场，还有一些国家使用容量可用，他们并且有有所不同的理念，并且长年争辩哪一种机制更佳。 欧盟委员会为了保证这些方案不是补贴计划，给发电厂获取比实际必须更好的钱，因此他们必须监管可用容量谨防不足，并且确保竞争，他们不容许市场有过于多可用容量。但是我不确认这篇报导的明确争议点是什么，对欧盟委员会来说，有可能指出成员国的容量储备太高。eo：风电成本及其网际网路电价在持续上升，如何将较低的成本传送到最终用户的电价？Patrick Graichen：我们现在要缴纳的可再生能源附加费是杂货电价乘以所必须的可再生能源的相同费率，如果可再生能源相同费率比杂货电价低廉，那么附加费为零；如果低于批发市场，就有价差。不过现在可再生能源显得更加低廉，我们将转入一个可再生能源附加费越来越低的世界。但问题在于可再生附加费还包括10年前投运的可再生能源，它们的价格依然很便宜。因此整体上看，可再生能源附加费用上升必须必须10到15年的时间。但你可以看见这种情况早已渐渐再次发生，今年就增加了一点，明年还将之后增加，每千瓦小时有可能在六点四到六点五欧分之间。（2019年的附加费是6.405欧分/千瓦时）。不过我们不会看见，现在的电力市场价格与可再生能源的平准化成本之间的差价，早已高于用户必需缴纳的附加费。德国的电力市场也曾经历较低的电力市场价格，高价的可再生能源，但现在情况已几乎转变。电价的上升将抵销可再生能源的附加费，虽然目前整体附加费只上升了一点，我们预计可再生成本与市场价格间的差异还将增大。eo：如何减少可再生能源遗留成本（legacy cost）？Patrick Graichen：有两种自由选择，第一，就是等这些原有机组在20年的补贴合约届满后就仍然必须补贴。第二，是明确提出一个新的融资机制，这就是我们目前正在辩论的，我们必须对其他行业征税碳税，比如交通行业，运输业现在并没划入碳交易，但我们必须增加运输业的碳排放。因此，一种自由选择是对供热和交通业征税碳税，并用于这笔钱来减少补贴的经济负担。但德国现在回应也具有相当大争议，Agora正在为此做到一个模型。关键词：可再生能源补贴“可再生能源行业最少必须10年平稳的收益”“补贴机制设计的关键在于项目收益的稳定性以及有涉及项目的长年合约不作承托”“一旦投资者信任一种机制，项目的融资成本和总都要较低得多，就适当减少可再生能源的成本”eo：中国目前也面对补贴压力，国家能源局早已要求减少风电光伏的网际网路电价，竞价网际网路，但行业内有相当大的争议，中国在政策转型中如何既减少补贴额度又确保行业发展？Patrick Graichen：当你从全球范围看风能和太阳能的成本时，很多国家的成本都比中国较低。所以中国有机会减少网际网路电价和中国能源系统的可再生能源成本。但其次，您还必须理解低成本的先决条件，并确保10年或15年的收益平稳可信，如果您无法确实坚信通过网际网路电价或任何平稳的收益未来10年15年将有风险溢价。例如在欧洲，2014年西班牙缩减了光伏补贴，造成投资者仍然投资西班牙，因为他们不确认签订的合约在未来15年否知道有效地。但是智利的情况则相反忽略，那里的天气条件较好，可再生能源成本便宜，大约2—3美分／千瓦时，加之当地的能源密集型企业如矿业公司数量很多，这些公司一般来说会签10年合约，并且有很好的信誉履行合同，因此项目的报酬是相当可观的。这就是一种政策人组。因此中国可以让更加多的可再生能源项目来竞价，以此减少价格，但同时也必须确保可再生能源开发商有平稳可信的收益。eo：可再生能源必须怎样的补贴机制？Patrick Graichen：我指出，如果派发竞拍配额的主体是有一点信赖的不道德者，那么无论是配额制还是拍卖会或其他补贴机制，形式不是最主要的，补贴机制设计的关键在于项目收益的稳定性以及有涉及项目的长年合约不作承托。eo：您提及了“有一点信赖的”，如何定义一个机制是“信赖的”？Patrick Graichen：与其它行业的投资一样， 可再生能源补贴资金的问题在于钱从哪儿来。德国使用的是征税附加费，并非由财政部要求，而是通过计算出来电力交易所电力批发市场价格与可再生能源相同回报率之间的差额，每年10月15日发布下一年的可再生能源附加费，由消费者通过电费缴纳。由于该机制十分平稳且可信，德国的可再生能源融资风险较小，融资成本非常低。补贴机制既可以是国家借贷，也可以是附加费借贷，或者私人参与者和金融市场指出这份合约显然可以持续10到15年，才能减少项目的平均值成本。由于风能和太阳能先期投资成本高，但在10到20年的运营期完全没经营成本，因此融资成本是要求投资项目否低廉的最重要因素。要求资本成本的关键因素是风险，当获取信贷的银行或公司指出该项目有可信的补贴机制，风险很低，那么融资成本就不会很低，如果银行指出项目有十分低的风险，他们不会适当提升信贷价格。就像之前所说，西班牙政府一开始对可再生能源大力补贴，后来蛮横中止，并且对早已运营的合约展开了根本性的转变，导致企业融资成本增加很多，而德国，荷兰、法国和丹麦等有长年监管运行机制的国家，其融资项目的成本却远高于西班牙等国家，项目投资扣除也低得多。因此，一旦投资者信任一种机制，项目的融资成本和总都要较低得多，这就能适当减少可再生能源的成本。Kleiner：目前，当业界谈论减少可再生能源的成本时，更好的还是从减少其技术成本来考量。但事实上，可再生能源的技术成本在全球范围内早已很低了，我们必须更加多注目的是如何减少其他成本，便宜的借贷、管理成本和平稳的经济政策往往不会减少项目成本，而这也是可以做和转变的。eo：过去几年，德国主要专心于在电力系统统合可再生能源，但现在更加偏向提升整个能源系统的灵活性？Patrick Graichen：德国在2000年开始能源转型，当时只有5％的可再生能源，现在到了2018年，它的比例将超过40％，这就是我们现在的情况。风电和光伏占到27%，在这种情况下我们必须更加灵活性的系统，否则系统运营不会有问题，因此灵活性问题在可再生能源领域更加最重要。德国北部地区早已享有60％的可再生能源，南部有25%，那里的挑战远高于德国南部。 德国能源转型的下一阶段将把可再生能源用作供热和运输，因此我们的重点某种程度是在电力市场而是如何把电能与热能及交通融合，提升整个系统的灵活性，还有很多有意思的问题必须研究。