北欧电力市场交易研究及对中国的启示与建议

王轩康

摘 要：北欧电力市场改革已经取得了较大成功，形成了世界上最大的电力商品交易所，它的成功运行成为世界范围内电力市场改革的典范。近年来，中国电力市场改革迫在眉睫，北欧电力市场的运行模式具有较强的参考意义。该文对北欧电力市场的组织结构，交易类型和交易规则进行了较为详细的介绍，并且分析了中国与北欧电力结构的差别，指出了风电行业在电力市场开放后可能面临的潜在危机及解决路线。

关键词：电力市场 开放 北欧电力市场

中图分类号：F426.61 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2017）05（c）-0050-02

1 北欧电力市场

1.1 电力市场的形成

北欧四国电力交易出现于1971年，但参与者仅限于发电商，这个电力交易所主要是用于优化挪威地区水电使用。交易电价依据边际电价而定，低于先前固定合约电价，同时，为优化北欧地区电力资源，电力也在各国之间存在相当数量的交易，但是交易价格主要由双方谈判而定，随后，在1991年，现代电力商品交易所在挪威形成，紧接着，1996年瑞典加入后，电力交易所正式更名为北欧电力交易所（Nordic Power Exchange也叫Nord Pool），总部设于奥斯陆，并分别在瑞典斯德哥尔摩和丹麦奥登塞设立办公室。北欧电力交易所主要负责电力现货市场运行及电力金融交易和结算。之后，芬兰、丹麦西部、丹麦东部分别于1998年、1999年、2000年先后加入北欧电力市场。值得注意的是，为进一步调节电力平衡，较小交易量的电力平衡市场于1999年由瑞典电网公司与芬兰电网公司联合成立，总部位于芬兰。

1.2 北欧电能装机量组成

通过北欧2013年电力成分图可知，水力发电（53%）为北欧电力的主要组成部分，风力发电仅仅占总发电量的6%，但Larsson指出北欧风力发电市场逐步扩大，每年以20%（4TWh）的速度逐步递增。

各国能源分布比率：丹麦装机量的80%来自热电厂，其余20%为风电场，挪威近乎100%的装机量为坝式水电站，瑞典电力主要由径流式水电站（47%）和核电组成（42%），其余部分为热电厂。与瑞典类似，芬兰的发电方式显得更为均衡且多元化，23%来自于径流式水电站，30%来自于核电，47%来自于热电厂。最后，通过查询相关资料可知，冰岛也是可再生能源大国，近3/4的装机量为坝式水电站，其余1/4来自于风电。

1.3 电力市场分类

北欧的电力批发市场按合同期限划分主要分为5个部分，分别为长期合同及期货交易、日前交易市场（Elspot）、日内交易市场（Elbas）、日内平衡市场及最后的电力实时市场。长期合同及期货市场主要由纳斯达克商品交易所管理，Elspot和Elbas由Nord Pool组织，最后的电能平衡市场及管控由输电系统运营商（TSO）掌管。邹鹏等人在2014年继续指出，Nord Pool电力交易所内部交易比率主要由日前市场（Elspot）主导，约占99%交易量，仅1%的交易合同在日内市场（Elbas）簽订。但是随着近年来北欧地区风电等间歇性能源行业的不断加快渗透，Elbas市场交易量逐渐提升，由此可见，欧洲现货电力交易市场Nord Pool是较为受北欧电力系统接受的一种交易模式。下文将分别详细地介绍Elspot、Elbas和实时平衡市场的交易机制。

2 电力市场开放对风电行业的影响

该节主要根据平准化能源成本（Levelized cost of energy - LCOE）和市场系统价格（System Price）两个方面的对比来探究北欧电力市场模式下电力市场开放对中国风电行业的影响

2.1 平准化能源成本——（LCOE）

不同发电技术的竞争力技术通常由平准化能源成本（LCOE）衡量，LCOE反映了在预计生命周期内单位产电量的成本，单位为￥/KWh，计算时主要需考虑到总发电量，初期成本，运维成本和年折现率。

2.2 不同技术LCOE对比

从The Shift Project组织的数据库中可知，以2014年为例，中国的电力装机量主要由燃煤火电组成，占总装机量的72%，其次有20%的装机量为水电，风力发电仅占3%。为了探讨未来电力市场开放对风电在中国的影响，该文主要对燃煤火电和风力发电进行对比分析。

2.2.1 燃煤火电

世界能源委员会（World Energy Council）于2013年发布了全球燃煤火电的LCOE概况，委员会指出，燃煤火电的主要市场集中在中国和印度，中国拥有极其低廉的初始投资成本约为$0.66 m/MW，低于世界平均水平的20%；在考虑到运行时煤燃料的投入后，LCOE也低于世界平均的50%，若煤电厂被建立在距煤源较近的地方如内蒙古附近，LCOE还会进一步降低。

2.2.2 陆上风电

不同于燃煤火电，由于不需要燃料的供给，风电成本的主要成本为初期投资成本（约为63%），中国陆上风电LCOE约为49～93 $/MWh，远高于燃煤火电成本；相对的，北欧地区路上风电较为稳定为79～85$/MWh（15），低于燃煤火电成本，更具市场竞争力。

2.3 LCOE对电力市场竞价排序中的影响

LCOE对电力市场报价具有关键影响，结合北欧市场构成可知，由于北欧市场中，火电成本高于风电成本，在Elspot市场报价时火电较风电报价较高，火电报价更接近Nord Pool系统价格，风电较火电能够获得更高的利润。

然而，在现行中国市场中，火电成本远远低于风电成本，如若未来电力市场以Elspot市场为模型进行定价，在没有其他补助的前提下，发电厂为牟取收益，风电报价会远远高于火电报价，并可能超出系统价格，风电行业或许整体出现亏损。

2.4 小结

该章结合Nord Pool市场组成和中国及北欧地区风电和火电LCOE的现状进行分析指出，若中国按北欧地区电力市场改革，在无政府协调补助的情况下，中国风电行业相对主流煤电行业竞争力较小。北欧地区火电成本高于风电，市场系统价格基本接近火电厂报价，高于风电成本，风电利益较大；而中国地区风电成本远远高于火电，市场系统价格或依旧接近电厂报价，或低于风电成本，对风电场不利。并例举北欧地区成本较高的核电加以佐证结论。

3 结语

中国电力改革呼之欲出，电力改革将改善现行电力系统被垄断的现状，加强市场灵活性，带动市场竞争，推进电企与大型用电方电力直接交易，弃风现状或许得以改善，金风作为中国最大的风电电机制造商必将受到较大影响。该文以北欧电力交易市场为参考，分析了中国风电在未来电力市场开放后可能遇到的不利因素，可以看出电力改革必将更加增强电力企业的竞争。为面对电改的趋势，金风需更加注重以下几方面的提升，首先，降低初期成本（风机制造，电厂建设）和运维成本十分必要；其次，为提高发电量，宏观选址和微观选址模型精确化需要提高，为适应现货交易市场，增大电力交易量，提高电厂建设、维护灵活性（小风时期建设维护）日前预测技术需也需继续升入研究；最后，由于电力市场系统价格具有波动性，电力市场系统价格预测也将在未来成为提高电力交易量的关键。

参考文献

[1] 陈琦.中国电力市场未来模式探究[J].中国人民大学，2007.