丹麦为何没有弃风

韩舒淋

丹麦风电消纳对中国最大的启示，是电改推进过程中要尽快启动区域电力市场试点，打破省间壁垒，避免各省宁要本地区高价电、不要外省低价电的局面

位于北欧的丹麦是一个人口不足600万的国家，却以其发达的新能源产业和雄心勃勃的能源转型目标而闻名于世。目前，丹麦的风电发电量占到其总电力消费的42%左右，并计划在2020年达到50%。2011年，丹麦政府提出，到2050年彻底告别化石能源，能源需求100%由清洁能源提供。

这个目标堪称雄伟，不过中国难以直接效仿。在体量上，丹麦的总装机容量仅仅约为1400万千瓦，全国用电高峰负荷也仅仅约为650万千瓦，甚至远远比不上中国的一个大型城市的用电负荷，以广州为例，其2016年的高峰负荷已经超过1500万千瓦。尽管丹麦风电应用比例高，但是总装机容量与发电量都与中国差距巨大。

此外，丹麦的用户电价中包含大量的税费和补贴，其中相当一部分用来支持新能源发展，因此尽管发电侧电价低，但是居民电价高达约2.3元人民币每度电，是中国居民电价的4到5倍。如此高昂的电价在中国显然并不现实。

尽管无法直接效仿，但是高比例风电装机的情况下如何保障其利用，丹麦依然有许多做法值得中国借鉴。丹麦地处北欧与欧洲大陆的连结点，周围国家有着品种丰富的能源储备，通过搭建完善的输电网络，加上高效的电力市场机制，保证了丹麦风电在高速发展的同时没有弃风之虞。

而中国的弃风形势依然严峻，能源局公布的最新数据显示，2016年前三季度，风电弃风量达394.7亿度，全国平均弃风率为19%。

欧洲能源地理的结点

丹麦是世界上最早开发风电的国家，早在上世纪70年代就开始开发风电，到2000年其陆上风电装机容量就已经超过200万千瓦。较早开始发展风电产业，还让丹麦催生出世界上最大的风机设备供应商维斯塔斯，其占据国际风机市场统治地位多年，直到最近受到金风科技与西门子的挑战。

截至2015年，丹麦风电装机容量达到约500万千瓦，年发电量约140亿度，占到丹麦总电力需求的42%。在丹麦，几乎不存在弃风问题，并且丹麦计划到2020年将风电比例提高到50%。如此高的风电利用率，与丹麦所处的地理和市场环境密不可分。

在丹麦，其清洁能源转型与电力体制结构的变化是同步发生的。

2000年以前，丹麦国内东西两岛分别有两大电力公司ELKRAFT和ELSAM，在各自区域内垂直一体化，负责区域内的发电、输电、配电业务。后来，两大电力公司的输电网业务合并，在2005年成立了现在的丹麦国家电网公司Energinet，此外，Energinet还负责运营天然气管网，是一家国有、垄断的输电网、天然气管网运营商，为所有市场主体提供无歧视服务，而发电、配电业务则完全放开，成为市场竞争领域。

自然垄断的输电网单独成立一家非营利的运营公司，在发电、配电领域放开市场竞争，这为丹麦的电力市场搭建了基础。同时，其能源结构也从以化石能源为主向风电、热电联产机组结合方向转变。

风电的出力与自然环境密切相关，具有不稳定的特点，因而消纳成为难题。在风力较弱的时候，需要其他电源来维持电网的稳定运行。仅仅提高风电装机并不能直接带来能源结构的转变，还需要配套可调节性好的火电作为备用电源。

丹麦地处北欧四国最南部，北部是芬兰、挪威、瑞典，南部接壤德国，正好处在北欧与欧洲大陆的交叉点。这样的地理位置，让丹麦有条件充分利用周围国家的能源禀赋来服务自己的风电，尽管丹麦自己的国土一马平川，没有开发水电的条件，但是与之接壤的瑞典、挪威有着欧洲最丰富、清洁的水电资源。而在丹麦南部，与之接壤的德国北部是风电基地，欧洲大陆有着大量的火电，法国有着数量不菲的核电，远至南欧则是欧洲光伏资源最好的地区。周边国家多品种的发电形式给丹麦的风电利用创造了条件。

要利用好周围国家的能源，必要的硬件——输电网必不可少。丹麦东西两岛之间，以及丹麦与周边瑞典、挪威和德国之间都建成了400千伏和132/150千伏电压等级为主的输电线路。

因此，丹麥风电的备用电源主要不在国内，而在周边国家。Energinet能源战略高级顾问Vittrup对《财经》记者介绍，周边国家能够接入到丹麦的总电力容量超过570万千瓦，超过了丹麦国内约500万千瓦的风电装机容量。此外，丹麦还有约430万千瓦火电和250万千瓦热电联产机组，这些结合起来，保证了在风电出力较低时国内的电力供应。丹麦电网规模还在继续扩大，目前，丹麦正在建设与荷兰连接的输电线路。

成熟的电力市场

连结不同国家的输电网络为丹麦高效利用新能源创造了基本条件，但要真正足额消纳新能源，还离不开成熟的电力市场。

丹麦所处的北欧，是欧洲电力市场发端的地方。1991年，挪威最早建立本国的电力市场，到2000年，北欧四国全部加入，搭建起北欧电力市场，成立了交易中心——北欧电力交易所（Nord Pool），这一电力市场是欧洲乃至全球最早的跨国区域电力市场。

从2006年开始，欧洲其他国家也开始形成跨国区域电力市场，并且不同电力市场之间逐渐开始融合，能够在区域内进行电力交易。2009年，在欧盟的主导下，欧洲成立了欧洲输电网运营商联盟（ENTSO-E），目前已经覆盖了欧洲35个国家的42家输电网运营商，这一联盟的成立，其目的是为了促进电力、天然气市场自由化，并通过融合各输电网运营商，促进新能源的利用。

北欧电力交易所是一个电力现货交易中心，交易形式以日前市场（day-ahead market）为主，辅之以少量的日内市场（intraday market）。

所谓日前市场，是指电力交易的购电与售电双方需要提前一天向交易中心提交未来一天自己的供电能力和用电需求，并提出相应的报价。交易中心根据双方的报价来进行匹配，并将结果通知到匹配双方和电网公司。目前，大部分欧洲国家的电力公司都可在一个统一的日前市场里报价。

在北欧电力市场里，每天中午12点前，购售电双方需要向北欧电力市场报价，报价需要精确到每小时。报价结束后，交易中心根据报价计算出一个统一的出清价格，在下午1点前通知到交易各方，并将调度信息通知给电网公司，作为电网调度运行的依据。显然，由于每小时的报价不同，第二天每小时的电价也是不同的。在北欧电力市场的官网上，可以查询到每天、每小时不同国家或区域的电价。

日前市场的匹配能够解决绝大部分的需求，然而电力难以大容量储存，电力系统是一个即发即用的系统。一旦出现意外，比如用电方的需求临时变化，或者一些发电机组的意外停机，风力比预测的更大等等，就会出现实际运行与日前市场提交的信息不匹配的情况。为了解决这个问题，在日前市场之外，还有日内市场来平衡这种波动。

日前市场的匹配信息在下午1点前公布，然后从下午2点开始直到实际用电的一小时前，就都是日内市场的交易时间。购售电双方可以随时根据需要提出新的报价，这时候系统不会再计算统一的出清价格，而是按照最高买价和最低售价的原则进行优先匹配。

北欧电力交易所也在逐渐扩展自己的覆盖领域，2005年，随着一条丹麦至德国的输电线路的建成，其业务拓展到德国。2010年开始，波罗的海三国逐渐加入，并在英国设立子公司开展交易业务。到目前，北欧电力交易所已经成为欧洲13个国家的指定电力市场运营商。

相比日前市场产生统一的出清价格，日内市场的价格波动性显然要大得多。譬如风电由于具有零边际成本的特点，一旦风力大于预测，就很容易报出低价，迅速拉低日内市场电价。随着风电装机容量的不断扩大，风电出力不稳定的特点给市场带来的波动也逐渐扩大，日内市场交易正变得越来越重要。

北欧电力交易所官网的信息显示，2015年，北欧电力市场内一共交易完成了4890亿度电（同年中国用电总量为5.55万亿度），其中3740亿度来自北欧及波罗的海国家的日前市场，1100亿度来自英国的日前市场，还有50億度来自北欧、波罗的海及德国的日内市场。

目前，北欧电力交易所里有来自20个国家的大约380个成员单位，绝大部分成员每天都会参与交易，每天产生大约2000个左右的交易订单。这些会员单位除了电力供需两端的电力公司、售电公司、大用户之外，也包括投资基金、投资公司、银行、中介公司等金融机构。

除了交易中心进行的现货交易之外，购售电双方也可以签订场外的中长期合约，在丹麦，这类合约一般是金融合同。中长期交易与现货市场的结合，为各类金融机构参与电力市场，创造各类电力交易衍生品创造了条件。

日前市场和日内市场所提供的电力供需信息，基本上保证了电网公司能够以此为依据维持电力系统平衡，然而实际运行依然有可能出现超出预测的情况。Vittrup介绍，丹麦电网公司还会根据实际运行情况和自己的预测，向一些调节性好的电厂购买备用容量和辅助服务，在其他发电机组出现意外的时候，这些电厂可以迅速启动，应对调峰调频需求。

通过这一整套机制成熟且覆盖区域广泛的电力交易市场，丹麦的风电可以灵活地通过在电力市场上报价来寻找到消纳的用户，而在风电供应不足的时候，又可以通过其他电源和周边国家购买电力来维持本国的电力供应。

Vittrup对《财经》记者展示了2015年9月第一周的丹麦国内电力需求、风电出力与电价变化的典型场景。在2015年8月31日上午10点，电力需求为443万千瓦，当时风力较小，风电功率为37.8万千瓦，此时丹麦从周边国家进口的电力达到240万千瓦，上网电价达到约55欧元每兆瓦时，是该周内电价的峰值。

9月2日凌晨2点，正是用电的低谷时段，全国需求为291万千瓦，其中风电出力达到了286万千瓦，此时丹麦向周边国家出口电力21万千瓦，上网电价也低至约10欧元每兆瓦时。

而到了9月5日凌晨4点左右，仅仅风电出力就超过了丹麦的电力负荷，此时丹麦不仅出口电力，而且上网电价为负数。

在整个变化的周期中，大型火电机组会根据市场电价的情况决定是否发电。在用电高峰时期，上网电价较高，火电所占比例也较高；而在用电低谷时期，电价较低，火电比例也随之降低，如果再加上风电出力较好，火电甚至会全部停机。电力市场的价格信号，而非行政命令在其中起到了调节的作用。风电由于具有零边际成本的特点，保证了它在市场中的竞争力，能够在有风力的时候满额发电，而火电则具有调节性好的优点，能够根据价格信号来决定启停时间。

价格机制

在成熟的市场机制下，丹麦的风电市场一直吸引着投资者。2016年11月，丹麦海上风电项目Kriegers Flak招标结果出炉，瑞典能源巨头Vattenfall以0.372丹麦克朗每度电的价格中标，创下了海上风电史上最低电价。这一电价折算过来仅仅约合人民币0.37元每度电，与之相比，最新的现行政策下，国内的海上风电的标杆电价为0.85元每度。

针对海上风电项目，丹麦在其运行的前5万个小时内按照中标的固定电价结算，也就意味着虽然业主会参与电力市场竞价，但是政府会补贴市场电价与中标电价之间的差额部分。不过在风电报负价时不享受补贴。5万个小时之后，按照市场价结算。这一补贴模式与中国现行的标杆电价政策类似，即通过国家可再生能源发展基金补贴当地火电电价与新能源标杆电价之间的差额。

而陆上风电则采取了不同的补贴政策，丹麦在风电市场电价的基础上给予每度电0.25丹麦克朗的定额补贴，补贴时间为满负荷运行2.2万个小时。

在中国对新能源的标杆电价补贴模式下，对新能源的补贴费用是基于新能源标杆电价与燃煤标杆电价的差额。对于甘肃、内蒙古等风电装机已经严重过剩的省份，由于当地燃煤标杆电价也比较低，标杆电价模式下，意味着对新能源的补贴标准反而会高于东部。风电规模上来之后，这并不是正确的价格信号。

事实上，对新能源发电实行定额补贴制度也是中国政策制定者正在考虑的方向。2016年，国家发改委价格司的官员曾多次在不同公开场合表示，正在研究改变新能源补贴机制，原有的固定电价模式难以为继，考虑改为燃煤标杆电价加上定额补贴的模式。

关于丹麦的电价，需要指出的一点是，上网侧的低价并不意味着用户的低价，用户侧电价还需要在上网电价基础上加上税费、新能源附加费、输配成本费用。丹麦的上网电价在欧洲处于较低水平，但是用户侧居民电价约为2.3丹麦克朗每度电，工业电价约为1.14丹麦克朗每度电，电价水平是欧洲最高的（1元人民币约合1.02丹麦克朗）。

Energinet提供的一个统计数据显示，以一个年用电量为4000度左右的家庭为例，其居民电价中，税费占到了58%，输电成本占3%，配电成本占16%，用于可再生能源补贴的附加费（PSO）约占9%，上网侧的市场电价成本仅占14%。

对中国的启示

纵观丹麦的风电利用，可以发现其能源转型并非单纯增加风电的装机容量，装了之后就不管不顾，而是有一整套完善的电力市场的硬件与软件来支持风电使用。

市场架构上，丹麦将电网公司变成了一个独立、非营利的国有公司，保证电网对所有的市场参与者公平开放。电网公司Energinet是一个输电网运营商，而发电、配售电放开，让供应方、用户之间形成多买多卖的完全竞争格局。这为市场的形成创造了条件。

输电网的建设也是必要条件。丹麦国内能源禀赋并不突出，也曾以化石能源为主要能源，但是通过建设输电网将周边各国连接起来，使得多种能源有条件互相配合，来帮助风电消纳并同时满足国内电力需求。

在此基础上，借助以北欧为主、覆盖大部分欧洲国家的电力市场，将供应和需求转换为价格信号，通过电力市场来实现资源配置。由于风电具备零边际成本但不稳定的特点，而传统能源则有较好的调节性，使得市场竞争中风电总是能够优先使用，其他能源品种根据市场信号为之配合来满足电力供应。

对于电力消费来说，将丹麦与中国直接类比并不合适，其做法也无法直接借鉴。不过若是以整个欧洲来考察，其经验仍然具有一定的借鉴意义。

从2015年3月发布“电改9号文”以来，中国正在缓步推进新一轮电力体制改革。“放开两头，管住中間”是这一轮电改的核心，在上一轮电改已经放开发电侧的基础上，逐渐放开售电侧和新增的配电网市场。与此同时，电网公司的盈利模式将面临根本改变，从此前的吃购销差价变为准许成本加合理收益，电网公司将面临更严格的监管。

输配电价核定是“管住中间”的第一步，从2014年开展输配电价改革试点到2016年9月将试点范围扩大到全国，在此基础上，2017年1月2日，国家发改委发布了《省级电网输配电价定价办法》，规定了省级电网输配电价的定价原则、计算办法。发改委有关负责人在答记者问时表示，制定出台《办法》，有利于加快构建主要由市场配置电力资源的体制机制。

在搭建市场机制上，中国刚刚迈出了第一步。而在输电网建设上，中国是世界上进行特高压建设经验最丰富的国家。2016年，国家电网建成了“三交一直”四个特高压工程，总建成的特高压工程项目达到11个，还有7个特高压工程在建。对于甘肃、内蒙古等风电弃风率高的省份，这些特高压项目以及西北750千伏主网架工程的建设将有助于风电的消纳。

而最大的困难，或许在于未来电力市场的范围，究竟是区域电力市场还是省级电力市场。

此轮电改，降电价成为了一个附属的政治任务，在2016年初的中央经济工作会议上，甚至明确有“要降低电力价格，推进电价市场化改革”这样的表述。电费是工业用户、尤其是高耗能企业中成本的重头，电价的降低能直接提升这些企业的利润水平，在目前已经开展电力交易试点和直购电的不少省份，电价都有不同程度的下降，地方政府也因此乐于推动。

以省为实体开展工作，更符合中国的政府治理特点。在以省为实体的基础上，各省更容易建立起自己的省级电力市场。并且，在电力供应相对过剩的条件下，地方政府都更愿意用户购买本省电力。

到2016年底，全国已经有超过20个省（自治区、直辖市）的电改综合试点获得批复，几乎所有省份都已经成立了省级电力交易中心，省级市场推进可谓如火如荼。与之相比，区域电力市场的进程堪称惨淡。

在2016年初国家能源局公布的年度能源工作指导意见中提出，推进南方、京津冀等区域电力市场。京津冀区域电力市场一度被视作区域电力市场的突破点，然而一年过去，区域电力市场试点工作仍未启动，但京、津两地各自的综合电改试点方案先后获批。

参考丹麦的情况可以发现，在风电占比较高的情况下维持供应稳定，以北欧电力交易所为中心的电力市场的作用非常关键。从最初的挪威到北欧四国再到如今业务覆盖到多个国家，意味着可以实现更大区域的资源有效配置，有更丰富的能源品种可以接入电网并随时调用，可以降低电网系统风险，有效支撑新能源的利用。

若与之对比，中国省级市场的如火如荼，如同欧洲各国单独建立起自己的电力市场。然而如果没有切实有效的区域市场，就无法实现更大范围内有效的资源配置。

中国西北部的陕甘宁区域与丹麦的情况有些类似，甘肃有着严重富裕风电、光伏装机，青海水电资源较为丰富，而陕西是西北区域相对而言的负荷中心，火电为主要发电能源。

在《财经》记者今年6月参加的一次西北电力市场研讨会中，一位甘肃省的官员在发言中认为建设西北区域电力市场有助于电能资源在更大范围内配置、消纳，减少弃风弃光，而这首先需要破除省间壁垒，实现省区间互联互通。

一位国家能源局的官员也在该次研讨会的发言中提到了丹麦，他认为丹麦风电消纳很好源于周围挪威水电、德国火电有调节能力。而甘肃弃风的原因，一是系统调节能力不足，二与省间壁垒、调度机制有关系，更重要的是价格因素。

中国人民大学能源经济系主任郑新业在2016年底发表的一篇文章中曾有这样的评论：本轮电改暴露出来的最大缺陷，是以省为单位推进改革，这等同于是在培育“电力诸侯经济”，造成省间壁垒进一步加强，最终形成各省市宁要本地区的高价电、不要其他省份低价电的格局，阻碍电力资源的优化配置。