“德國的問題在于擴大電網傳輸范圍，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它們的真實情況?

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往往還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向電網提供這種輔助服務。

eo:風電如何提供輔助服?

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，而且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6.4到6.5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，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，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，比如交通行業額、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。

“可再生能源行業至少需要10年穩定的收入”

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“值得信賴的”?

Patrick Graichen:與其他行業的投資一樣，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，而德國他、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，但現在更傾向于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。