丹麥風電消納對中國最大的啟示，是電改推進過程中要盡快啟動區(qū)域電力市場試點，打破省間壁壘，避免各省寧要本地區(qū)高價電、不要外省低價電的局面。

位于北歐的丹麥是一個人口不足600萬的國家，卻以其發(fā)達的新能源產業(yè)和雄心勃勃的能源轉型目標而聞名于世。目前，丹麥的風電發(fā)電量占到其總電力消費的42％左右，并計劃在2020年達到50％。2011年，丹麥政府提出，到2050年徹底告別化石能源，能源需求100％由清潔能源提供。

這個目標堪稱雄偉，不過中國難以直接效仿。在體量上，丹麥的總裝機容量僅僅約為1400萬千瓦，全國用電高峰負荷也僅僅約為650萬千瓦，甚至遠遠比不上中國的一個大型城市的用電負荷，以廣州為例，其2016年的高峰負荷已經超過1500萬千瓦。盡管丹麥風電應用比例高，但是總裝機容量與發(fā)電量都與中國差距巨大。

此外，丹麥的用戶電價中包含大量的稅費和補貼，其中相當一部分用來支持新能源發(fā)展，因此盡管發(fā)電側電價低，但是居民電價高達約2.3元人民幣每度電，是中國居民電價的4到5倍。如此高昂的電價在中國顯然并不現(xiàn)實。

盡管無法直接效仿，但是高比例風電裝機的情況下如何保障其利用，丹麥依然有許多做法值得中國借鑒。丹麥地處北歐與歐洲大陸的連結點，周圍國家有著品種豐富的能源儲備，通過搭建完善的輸電網絡，加上高效的電力市場機制，保證了丹麥風電在高速發(fā)展的同時沒有棄風之虞。

而中國的棄風形勢依然嚴峻，能源局公布的最新數(shù)據(jù)顯示，2016年前三季度，風電棄風量達394.7億度，全國平均棄風率為19％。

歐洲能源地理的結點

丹麥是世界上最早開發(fā)風電的國家，早在上世紀70年代就開始開發(fā)風電，到2000年其陸上風電裝機容量就已經超過200萬千瓦。較早開始發(fā)展風電產業(yè)，還讓丹麥催生出世界上最大的風機設備供應商維斯塔斯，其占據(jù)國際風機市場統(tǒng)治地位多年，直到最近受到金風科技(002202,股吧)與西門子的挑戰(zhàn)。

截至2015年，丹麥風電裝機容量達到約500萬千瓦，年發(fā)電量約140億度，占到丹麥總電力需求的42％。在丹麥，幾乎不存在棄風問題，并且丹麥計劃到2020年將風電比例提高到50％。如此高的風電利用率，與丹麥所處的地理和市場環(huán)境密不可分。

在丹麥，其清潔能源轉型與電力體制結構的變化是同步發(fā)生的。

2000年以前，丹麥國內東西兩島分別有兩大電力公司ELKRAFT和ELSAM，在各自區(qū)域內垂直一體化，負責區(qū)域內的發(fā)電、輸電、配電業(yè)務。后來，兩大電力公司的輸電網業(yè)務合并，在2005年成立了現(xiàn)在的丹麥國家電網公司Energinet，此外，Energinet還負責運營天然氣管網，是一家國有、壟斷的輸電網、天然氣管網運營商，為所有市場主體提供無歧視服務，而發(fā)電、配電業(yè)務則完全放開，成為市場競爭領域。

自然壟斷的輸電網單獨成立一家非營利的運營公司，在發(fā)電、配電領域放開市場競爭，這為丹麥的電力市場搭建了基礎。同時，其能源結構也從以化石能源為主向風電、熱電聯(lián)產機組結合方向轉變。

風電的出力與自然環(huán)境密切相關，具有不穩(wěn)定的特點，因而消納成為難題。在風力較弱的時候，需要其他電源來維持電網的穩(wěn)定運行。僅僅提高風電裝機并不能直接帶來能源結構的轉變，還需要配套可調節(jié)性好的火電作為備用電源。

丹麥地處北歐四國最南部，北部是芬蘭、挪威、瑞典，南部接壤德國，正好處在北歐與歐洲大陸的交叉點。這樣的地理位置，讓丹麥有條件充分利用周圍國家的能源稟賦來服務自己的風電，盡管丹麥自己的國土一馬平川，沒有開發(fā)水電的條件，但是與之接壤的瑞典、挪威有著歐洲最豐富、清潔的水電資源。而在丹麥南部，與之接壤的德國北部是風電基地，歐洲大陸有著大量的火電，法國有著數(shù)量不菲的核電，遠至南歐則是歐洲光伏資源最好的地區(qū)。周邊國家多品種的發(fā)電形式給丹麥的風電利用創(chuàng)造了條件。

要利用好周圍國家的能源，必要的硬件——輸電網必不可少。丹麥東西兩島之間，以及丹麥與周邊瑞典、挪威和德國之間都建成了400千伏和132／150千伏電壓等級為主的輸電線路。

因此，丹麥風電的備用電源主要不在國內，而在周邊國家。Energinet能源戰(zhàn)略高級顧問Vittrup對《財經》(博客,微博)記者介紹，周邊國家能夠接入到丹麥的總電力容量超過570萬千瓦，超過了丹麥國內約500萬千瓦的風電裝機容量。此外，丹麥還有約430萬千瓦火電和250萬千瓦熱電聯(lián)產機組，這些結合起來，保證了在風電出力較低時國內的電力供應。丹麥電網規(guī)模還在繼續(xù)擴大，目前，丹麥正在建設與荷蘭連接的輸電線路。

成熟的電力市場

連結不同國家的輸電網絡為丹麥高效利用新能源創(chuàng)造了基本條件，但要真正足額消納新能源，還離不開成熟的電力市場。

丹麥所處的北歐，是歐洲電力市場發(fā)端的地方。1991年，挪威最早建立本國的電力市場，到2000年，北歐四國全部加入，搭建起北歐電力市場，成立了交易中心——北歐電力交易所（Nord Pool），這一電力市場是歐洲乃至全球最早的跨國區(qū)域電力市場。

從2006年開始，歐洲其他國家也開始形成跨國區(qū)域電力市場，并且不同電力市場之間逐漸開始融合，能夠在區(qū)域內進行電力交易。2009年，在歐盟的主導下，歐洲成立了歐洲輸電網運營商聯(lián)盟（ENTSO-E），目前已經覆蓋了歐洲35個國家的42家輸電網運營商，這一聯(lián)盟的成立，其目的是為了促進電力、天然氣市場自由化，并通過融合各輸電網運營商，促進新能源的利用。

北歐電力交易所是一個電力現(xiàn)貨交易中心，交易形式以日前市場（day-ahead market）為主，輔之以少量的日內市場(intraday market)。

所謂日前市場，是指電力交易的購電與售電雙方需要提前一天向交易中心提交未來一天自己的供電能力和用電需求，并提出相應的報價。交易中心根據(jù)雙方的報價來進行匹配，并將結果通知到匹配雙方和電網公司。目前，大部分歐洲國家的電力公司都可在一個統(tǒng)一的日前市場里報價。

在北歐電力市場里，每天中午12點前，購售電雙方需要向北歐電力市場報價，報價需要精確到每小時。報價結束后，交易中心根據(jù)報價計算出一個統(tǒng)一的出清價格，在下午1點前通知到交易各方，并將調度信息通知給電網公司，作為電網調度運行的依據(jù)。顯然，由于每小時的報價不同，第二天每小時的電價也是不同的。在北歐電力市場的官網上，可以查詢到每天、每小時不同國家或區(qū)域的電價。

日前市場的匹配能夠解決絕大部分的需求，然而電力難以大容量儲存，電力系統(tǒng)是一個即發(fā)即用的系統(tǒng)。一旦出現(xiàn)意外，比如用電方的需求臨時變化，或者一些發(fā)電機組的意外停機，風力比預測的更大等等，就會出現(xiàn)實際運行與日前市場提交的信息不匹配的情況。為了解決這個問題，在日前市場之外，還有日內市場來平衡這種波動。

日前市場的匹配信息在下午1點前公布，然后從下午2點開始直到實際用電的一小時前，就都是日內市場的交易時間。購售電雙方可以隨時根據(jù)需要提出新的報價，這時候系統(tǒng)不會再計算統(tǒng)一的出清價格，而是按照最高買價和最低售價的原則進行優(yōu)先匹配。

北歐電力交易所也在逐漸擴展自己的覆蓋領域，2005年，隨著一條丹麥至德國的輸電線路的建成，其業(yè)務拓展到德國。2010年開始，波羅的海三國逐漸加入，并在英國設立子公司開展交易業(yè)務。到目前，北歐電力交易所已經成為歐洲13個國家的指定電力市場運營商。

相比日前市場產生統(tǒng)一的出清價格，日內市場的價格波動性顯然要大得多。譬如風電由于具有零邊際成本的特點，一旦風力大于預測，就很容易報出低價，迅速拉低日內市場電價。隨著風電裝機容量的不斷擴大，風電出力不穩(wěn)定的特點給市場帶來的波動也逐漸擴大，日內市場交易正變得越來越重要。

北歐電力交易所官網的信息顯示，2015年，北歐電力市場內一共交易完成了4890億度電（同年中國用電總量為5.55萬億度），其中3740億度來自北歐及波羅的海國家的日前市場，1100億度來自英國的日前市場，還有50億度來自北歐、波羅的海及德國的日內市場。

目前，北歐電力交易所里有來自20個國家的大約380個成員單位，絕大部分成員每天都會參與交易，每天產生大約2000個左右的交易訂單。這些會員單位除了電力供需兩端的電力公司、售電公司、大用戶之外，也包括投資基金、投資公司、銀行、中介公司等金融機構。

除了交易中心進行的現(xiàn)貨交易之外，購售電雙方也可以簽訂場外的中長期合約，在丹麥，這類合約一般是金融合同。中長期交易與現(xiàn)貨市場的結合，為各類金融機構參與電力市場，創(chuàng)造各類電力交易衍生品創(chuàng)造了條件。

日前市場和日內市場所提供的電力供需信息，基本上保證了電網公司能夠以此為依據(jù)維持電力系統(tǒng)平衡，然而實際運行依然有可能出現(xiàn)超出預測的情況。Vittrup介紹，丹麥電網公司還會根據(jù)實際運行情況和自己的預測，向一些調節(jié)性好的電廠購買備用容量和輔助服務，在其他發(fā)電機組出現(xiàn)意外的時候，這些電廠可以迅速啟動，應對調峰調頻需求。

通過這一整套機制成熟且覆蓋區(qū)域廣泛的電力交易市場，丹麥的風電可以靈活地通過在電力市場上報價來尋找到消納的用戶，而在風電供應不足的時候，又可以通過其他電源和周邊國家購買電力來維持本國的電力供應。

Vittrup對《財經》記者展示了2015年9月第一周的丹麥國內電力需求、風電出力與電價變化的典型場景。在2015年8月31日上午10點，電力需求為443萬千瓦，當時風力較小，風電功率為37.8萬千瓦，此時丹麥從周邊國家進口的電力達到240萬千瓦，上網電價達到約55歐元每兆瓦時，是該周內電價的峰值。

9月2日凌晨2點，正是用電的低谷時段，全國需求為291萬千瓦，其中風電出力達到了286萬千瓦，此時丹麥向周邊國家出口電力21萬千瓦，上網電價也低至約10歐元每兆瓦時。

而到了9月5日凌晨4點左右，僅僅風電出力就超過了丹麥的電力負荷，此時丹麥不僅出口電力，而且上網電價為負數(shù)。

在整個變化的周期中，大型火電機組會根據(jù)市場電價的情況決定是否發(fā)電。在用電高峰時期，上網電價較高，火電所占比例也較高；而在用電低谷時期，電價較低，火電比例也隨之降低，如果再加上風電出力較好，火電甚至會全部停機。電力市場的價格信號，而非行政命令在其中起到了調節(jié)的作用。風電由于具有零邊際成本的特點，保證了它在市場中的競爭力，能夠在有風力的時候滿額發(fā)電，而火電則具有調節(jié)性好的優(yōu)點，能夠根據(jù)價格信號來決定啟停時間。

價格機制

在成熟的市場機制下，丹麥的風電市場一直吸引著投資者。2016年11月，丹麥海上風電項目Kriegers Flak招標結果出爐，瑞典能源巨頭Vattenfall以0.372丹麥克朗每度電的價格中標，創(chuàng)下了海上風電史上最低電價。這一電價折算過來僅僅約合人民幣0.37元每度電，與之相比，最新的現(xiàn)行政策下，國內的海上風電的標桿電價為0.85元每度。

針對海上風電項目，丹麥在其運行的前5萬個小時內按照中標的固定電價結算，也就意味著雖然業(yè)主會參與電力市場競價，但是政府會補貼市場電價與中標電價之間的差額部分。不過在風電報負價時不享受補貼。5萬個小時之后，按照市場價結算。這一補貼模式與中國現(xiàn)行的標桿電價政策類似，即通過國家可再生能源發(fā)展基金補貼當?shù)鼗痣婋妰r與新能源標桿電價之間的差額。

而陸上風電則采取了不同的補貼政策，丹麥在風電市場電價的基礎上給予每度電0.25丹麥克朗的定額補貼，補貼時間為滿負荷運行2.2萬個小時。

在中國對新能源的標桿電價補貼模式下，對新能源的補貼費用是基于新能源標桿電價與燃煤標桿電價的差額。對于甘肅、內蒙古等風電裝機已經嚴重過剩的省份，由于當?shù)厝济簶藯U電價也比較低，標桿電價模式下，意味著對新能源的補貼標準反而會高于東部。風電規(guī)模上來之后，這并不是正確的價格信號。

事實上，對新能源發(fā)電實行定額補貼制度也是中國政策制定者正在考慮的方向。2016年，國家發(fā)改委價格司的官員曾多次在不同公開場合表示，正在研究改變新能源補貼機制，原有的固定電價模式難以為繼，考慮改為燃煤標桿電價加上定額補貼的模式。

關于丹麥的電價，需要指出的一點是，上網側的低價并不意味著用戶的低價，用戶側電價還需要在上網電價基礎上加上稅費、新能源附加費、輸配成本費用。丹麥的上網電價在歐洲處于較低水平，但是用戶側居民電價約為2.3丹麥克朗每度電，工業(yè)電價約為1.14丹麥克朗每度電，電價水平是歐洲最高的（1元人民幣約合1.02丹麥克朗）。

Energinet提供的一個統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，以一個年用電量為4000度左右的家庭為例，其居民電價中，稅費占到了58％，輸電成本占3％，配電成本占16％，用于可再生能源補貼的附加費（PSO）約占9％，上網側的市場電價成本僅占14％。

對中國的啟示

縱觀丹麥的風電利用，可以發(fā)現(xiàn)其能源轉型并非單純增加風電的裝機容量，裝了之后就不管不顧，而是有一整套完善的電力市場的硬件與軟件來支持風電使用。

市場架構上，丹麥將電網公司變成了一個獨立、非營利的國有公司，保證電網對所有的市場參與者公平開放。電網公司Energinet是一個輸電網運營商，而發(fā)電、配售電放開，讓供應方、用戶之間形成多買多賣的完全競爭格局。這為市場的形成創(chuàng)造了條件。

輸電網的建設也是必要條件。丹麥國內能源稟賦并不突出，也曾以化石能源為主要能源，但是通過建設輸電網將周邊各國連接起來，使得多種能源有條件互相配合，來幫助風電消納并同時滿足國內電力需求。

在此基礎上，借助以北歐為主、覆蓋大部分歐洲國家的電力市場，將供應和需求轉換為價格信號，通過電力市場來實現(xiàn)資源配置。由于風電具備零邊際成本但不穩(wěn)定的特點，而傳統(tǒng)能源則有較好的調節(jié)性，使得市場競爭中風電總是能夠優(yōu)先使用，其他能源品種根據(jù)市場信號為之配合來滿足電力供應。

對于電力消費來說，將丹麥與中國直接類比并不合適，其做法也無法直接借鑒。不過若是以整個歐洲來考察，其經驗仍然具有一定的借鑒意義。

從2015年3月發(fā)布“電改9號文”以來，中國正在緩步推進新一輪電力體制改革�！胺砰_兩頭，管住中間”是這一輪電改的核心，在上一輪電改已經放開發(fā)電側的基礎上，逐漸放開售電側和新增的配電網市場。與此同時，電網公司的盈利模式將面臨根本改變，從此前的吃購銷差價變?yōu)闇试S成本加合理收益，電網公司將面臨更嚴格的監(jiān)管。

輸配電價核定是“管住中間”的第一步，從2014年開展輸配電價改革試點到2016年9月將試點范圍擴大到全國，在此基礎上，2017年1月2日，國家發(fā)改委發(fā)布了《省級電網輸配電價定價辦法》，規(guī)定了省級電網輸配電價的定價原則、計算辦法。發(fā)改委有關負責人在答記者問時表示，制定出臺《辦法》，有利于加快構建主要由市場配置電力資源的體制機制。

在搭建市場機制上，中國剛剛邁出了第一步。而在輸電網建設上，中國是世界上進行特高壓建設經驗最豐富的國家。2016年，國家電網建成了“三交一直”四個特高壓工程，總建成的特高壓工程項目達到11個，還有7個特高壓工程在建。對于甘肅、內蒙古等風電棄風率高的省份，這些特高壓項目以及西北750千伏主網架工程的建設將有助于風電的消納。

而最大的困難，或許在于未來電力市場的范圍，究竟是區(qū)域電力市場還是省級電力市場。

此輪電改，降電價成為了一個附屬的政治任務，在2016年初的中央經濟工作會議上，甚至明確有“要降低電力價格，推進電價市場化改革”這樣的表述。電費是工業(yè)用戶、尤其是高耗能企業(yè)中成本的重頭，電價的降低能直接提升這些企業(yè)的利潤水平，在目前已經開展電力交易試點和直購電的不少省份，電價都有不同程度的下降，地方政府也因此樂于推動。

以省為實體開展工作，更符合中國的政府治理特點。在以省為實體的基礎上，各省更容易建立起自己的省級電力市場。并且，在電力供應相對過剩的條件下，地方政府都更愿意用戶購買本省電力。

到2016年底，全國已經有超過20個省（自治區(qū)、直轄市）的電改綜合試點獲得批復，幾乎所有省份都已經成立了省級電力交易中心，省級市場推進可謂如火如荼。與之相比，區(qū)域電力市場的進程堪稱慘淡。

在2016年初國家能源局公布的年度能源工作指導意見中提出，推進南方、京津冀等區(qū)域電力市場。京津冀區(qū)域電力市場一度被視作區(qū)域電力市場的突破點，然而一年過去，區(qū)域電力市場試點工作仍未啟動，但京、津兩地各自的綜合電改試點方案先后獲批。

參考丹麥的情況可以發(fā)現(xiàn)，在風電占比較高的情況下維持供應穩(wěn)定，以北歐電力交易所為中心的電力市場的作用非常關鍵。從最初的挪威到北歐四國再到如今業(yè)務覆蓋到多個國家，意味著可以實現(xiàn)更大區(qū)域的資源有效配置，有更豐富的能源品種可以接入電網并隨時調用，可以降低電網系統(tǒng)風險，有效支撐新能源的利用。

若與之對比，中國省級市場的如火如荼，如同歐洲各國單獨建立起自己的電力市場。然而如果沒有切實有效的區(qū)域市場，就無法實現(xiàn)更大范圍內有效的資源配置。

中國西北部的陜甘寧區(qū)域與丹麥的情況有些類似，甘肅有著嚴重富裕風電、光伏裝機，青海水電資源較為豐富，而陜西是西北區(qū)域相對而言的負荷中心，火電為主要發(fā)電能源。

在《財經》記者今年6月參加的一次西北電力市場研討會中，一位甘肅省的官員在發(fā)言中認為建設西北區(qū)域電力市場有助于電能資源在更大范圍內配置、消納，減少棄風棄光，而這首先需要破除省間壁壘，實現(xiàn)省區(qū)間互聯(lián)互通。

一位國家能源局的官員也在該次研討會的發(fā)言中提到了丹麥，他認為丹麥風電消納很好源于周圍挪威水電、德國火電有調節(jié)能力。而甘肅棄風的原因，一是系統(tǒng)調節(jié)能力不足，二與省間壁壘、調度機制有關系，更重要的是價格因素。

中國人民大學能源經濟系主任鄭新業(yè)在2016年底發(fā)表的一篇文章中曾有這樣的評論：本輪電改暴露出來的最大缺陷，是以省為單位推進改革，這等同于是在培育“電力諸侯經濟”，造成省間壁壘進一步加強，最終形成各省市寧要本地區(qū)的高價電、不要其他省份低價電的格局，阻礙電力資源的優(yōu)化配置。