德国是最早实施能源转型、开放能源市场交易的制造业强国，其电力市场设计对于我国有可借鉴之处。但学习外国的先进技术和经验，不只是学习其优点和成功之处，更应学习其失败的经验和教训，以避免自己的创新之路重蹈覆辙。尤其应借鉴在外国实验道路上不那么引人注目的尝试，在此基础上去伪存真、因地制宜地开拓思路，建设适应本国国情的新型电力市场。

　　在新型电力系统这个概念出现以前，并不存在一个与之相对的传统电力系统的概念。因为除了唯二的德国和中国这两个煤炭产量大、工业用电量大的强国之外，其他国家的能源利用方式各有不同，所以尽管德国仅仅维持着与广东体量相当的电量规模，但10年来从曾经以火电为主的电力系统，转向如今既弃核又弃煤、以新能源为主的新型电力系统的过程中，可以为我国所借鉴和吸取教训的地方实在太多。

　　抉择容量市场

　　2010年时德国新能源发电量不到20%，2020年德国新能源发电量占比已达到44%。十年翻倍的过程中，如果要总结最大教训的话，个人认为至少有如下三条：

　　其一，尽管德国分布式新能源比例已经不低，但还是没有意识到新能源比例突升的过程中分布式接入配电网的作用力之大，因此对配网的灵活性改造和市场设计严重滞后，对新能源安装商和运营商的管理缺乏前瞻性。

　　其二，直到2015年3月20日遇到前所未有的日全食，德国光伏遭遇重创后，才开始对能源消费端的遥控、遥测、遥调改造，才开始在市场端推动需求侧、可中断负荷、虚拟电厂等以用户为主线的市场运营模式。

　　其三，以平衡结算单元作为核心机制来促使新能源电站和售电交易公司注重参与平衡辅助服务市场和获利解套补贴，但对气象预测、负荷预测、价格预测的强制性和技术支持都不够，市场反应在初期走了太多弯路。

　　客观地说，德国电力市场在设计之初未必不想借鉴现成经验，美国的PJM和北欧的Nordpool就在眼前，但经典的电力市场设计之所以复杂，是因为火电厂的边际成本和运行条件不一样。如果以新能源为主的电力市场设计是从零开始的，这种边际成本几乎为零的形态恰恰是市场设计难度最低的。所以在德国，人们经过了很长时间才明白，当新能源比例提升到25%左右时，开始可以和火电抗衡，甚至逐渐成为发电主体，才是造成很多问题的根源。

　　首要的冲突，就是容量市场是否需要。

　　容量市场的理论来自英美体系。随着新能源安装量的不断上升，传统电厂的发电比例日益下降，对电网调控，尤其是调峰调频容量产生了更多和更高的需求。对于经济效益下降的传统电厂来说，在能量市场上无法与边际成本几乎为零的新能源竞争，也可从容量市场上获得一些补偿。

　　以英国和美国为首的一些国家很早就开始设立容量市场，让各种电厂尤其是传统电厂除了在能量市场里履行一般性的电力交易和供电义务外，还必须履行一定的容量备用义务，强制性和预先性地满足一定的电力工业长期性和临时性的备用责任，以确保长期电力供应安全。提供这一部分容量供应的电厂可以获得一部分补贴，以此吸引一些新的电力投资，引导资源配置，同时也可避免短时间内容量紧张导致电力交易市场极端价格的形成。

　　为此，这些国家设计了容量市场并形成了几种不同的模式。仅在欧洲，就有法国的强制容量备用、西班牙的战略补偿、英国的集中容量拍卖等几种不同的模式。

　　从宏观来看，容量市场确实是能量市场的一个有力的补充。但容量市场的设计很大程度上受着整个电力市场及能量市场设计的制约和影响。在欧洲日益推崇并推动统一的全欧电力交易市场背景下，再来看各国对容量市场的态度和设计的确是一件耐人寻味的事情。

　　法国作为一个电力体制依然保持浓厚工业化垄断气息的国家，100%的输电网和95%的配电网依然被法国电力公司紧紧控制，再加上70%的电源来自核电这种参与调频比较困难的电源，因此在法国，带有浓厚计划经济色彩的强制性容量证书承担调峰调频任务的体制就非常容易被人接受。

　　而在西班牙，由于最初西班牙政府以大跃进的方式提供了超出市场水平的新能源补贴，结果造成了难以预期的补贴窘境，不得不强行将其废止之后，爆发增长的新能源市场对传统电站的打击也是毁灭性的，因此西班牙政府开始和能够保证备用电力装机容量的电厂签订长期合同，以每年获得固定补偿作为固定投资的回收补助，缩短电厂投资回收期。但这种体制对短期的调频容量和需求侧价格传导的影响作用较浅，还需要更多其他机制进行补充。

　　对于英国而言，其国土孤悬欧洲大陆之外，其电力系统仅与法国有200万千瓦的直流电缆连接，这一特殊地理环境使得英国长期维持一种信念，即电网必须保持足够的备用容量来维护系统稳定。因此英国在其国家电网的主导下，设计了一个与能量市场并行的容量市场，呼吁所有的电厂包括核煤水气风光等都来竞拍未来容量。但最后发生的结果却和设计者预想的大相径庭，传统电厂通过报出相对低价获取了超过80%的容量市场，原本设想以此激励新能源和储能投资的状况并未出现，使得容量价格反而成为额外的多重收益被传统电厂收入囊中。

　　德国的情况和这些欧洲主要国家又有很多不同。德国电网运行水平相对较高，电源分布合理且充盈，德国地理位置处于欧洲中部，可获欧盟大电网的充分备用支持。最后也是最重要的，由于新能源持续高速发展，新能源补贴已成为德国政府巨大的负担，终端电价持高不下，德国为了支持能源转型已经接近可以承受的极限。

　　因此德国最后没有采纳容量市场的设计，最重要的原因应该是三个：第一，成本太高，在德国发电容量已经超配的情况下，引入容量市场将是一笔很大的花费，为此德国决定忍受能量交易市场上，因系统备用不足可能出现的每年20个小时左右的超过3000欧元/兆瓦时的短暂高价。第二，德国有其他国家没有的、也是其电力市场体制最大的特点——调频备用市场，这对单纯的能量交易市场和发电厂的收益都是一个补充。第三，德国希望坚定不移地深化能效管理，强调灵活需求侧响应的新能源消纳之路，因此反而希望看到市场能量交易价格出现适应供需变化的价格体现。

　　容量市场不是不重要，但德国做出只开展能量市场的选择，当然是更多考虑到接纳更大比例新能源的用意：因为没有容量市场，就必然会在市场上出现尖峰高电价和负电价，而这种强烈的价格信号对用户侧会形成极大的刺激和约束，这是试图实现碳中和的国家必须要考虑的要素。

　　由此我们应该很容易得出结论：欧美迄今为止的电力市场设计，尤其是现货市场当然不可能提前或者专门考虑到大规模的新能源消纳，但好的电力市场体制或者说足够专业的电力市场设计者，必然要具备这种随时可以调整也知道怎么调整的能力，去接纳更多新型能源并网接入的可能，甚至要足够灵活和强大到包容用户侧大量安装新耗能装置、新发电设备的程度。

　　挑战负电价

　　负电价是第二个以新能源为主的电力市场设计的难题。

　　在以传统电源为主体的电力市场下，发电企业实行竞价上网，供应曲线与需求曲线交叉的价格就是市场出清价格，电力市场竞价上网的基本规则是按照不同发电类型的边际成本进行优先排序，竞价时按照边际成本由低到高排序。当可再生能源进入市场后，电力批发价格会出现下跌。一种特殊的情况是，当可再生能源发电量本身就满足用电负荷时，批发电价就是零。而更为极端的情况是，当可再生能源发电量超过用电负荷需求，市场处于供大于求的状态，此时市场批发电价跌至零以下，这就出现了所谓的负电价。出现负电价的时间大多是在阳光灿烂或大风的节假日时段，例如圣诞节之夜。