北歐電力市場交易研究及對中國的啟示與建議

王軒康

摘 要：北歐電力市場改革已經取得了較大成功，形成了世界上最大的電力商品交易所，它的成功運行成為世界范圍內電力市場改革的典范。近年來，中國電力市場改革迫在眉睫，北歐電力市場的運行模式具有較強的參考意義。該文對北歐電力市場的組織結構，交易類型和交易規則進行了較為詳細的介紹，并且分析了中國與北歐電力結構的差別，指出了風電行業在電力市場開放后可能面臨的潛在危機及解決路線。

關鍵詞：電力市場 開放 北歐電力市場

中圖分類號：F426.61 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2017）05（c）-0050-02

1 北歐電力市場

1.1 電力市場的形成

北歐四國電力交易出現于1971年，但參與者僅限于發電商，這個電力交易所主要是用于優化挪威地區水電使用。交易電價依據邊際電價而定，低于先前固定合約電價，同時，為優化北歐地區電力資源，電力也在各國之間存在相當數量的交易，但是交易價格主要由雙方談判而定，隨后，在1991年，現代電力商品交易所在挪威形成，緊接著，1996年瑞典加入后，電力交易所正式更名為北歐電力交易所（Nordic Power Exchange也叫Nord Pool），總部設于奧斯陸，并分別在瑞典斯德哥爾摩和丹麥奧登塞設立辦公室。北歐電力交易所主要負責電力現貨市場運行及電力金融交易和結算。之后，芬蘭、丹麥西部、丹麥東部分別于1998年、1999年、2000年先后加入北歐電力市場。值得注意的是，為進一步調節電力平衡，較小交易量的電力平衡市場于1999年由瑞典電網公司與芬蘭電網公司聯合成立，總部位于芬蘭。

1.2 北歐電能裝機量組成

通過北歐2013年電力成分圖可知，水力發電（53%）為北歐電力的主要組成部分，風力發電僅僅占總發電量的6%，但Larsson指出北歐風力發電市場逐步擴大，每年以20%（4TWh）的速度逐步遞增。

各國能源分布比率：丹麥裝機量的80%來自熱電廠，其余20%為風電場，挪威近乎100%的裝機量為壩式水電站，瑞典電力主要由徑流式水電站（47%）和核電組成（42%），其余部分為熱電廠。與瑞典類似，芬蘭的發電方式顯得更為均衡且多元化，23%來自于徑流式水電站，30%來自于核電，47%來自于熱電廠。最后，通過查詢相關資料可知，冰島也是可再生能源大國，近3/4的裝機量為壩式水電站，其余1/4來自于風電。

1.3 電力市場分類

北歐的電力批發市場按合同期限劃分主要分為5個部分，分別為長期合同及期貨交易、日前交易市場（Elspot）、日內交易市場（Elbas）、日內平衡市場及最后的電力實時市場。長期合同及期貨市場主要由納斯達克商品交易所管理，Elspot和Elbas由Nord Pool組織，最后的電能平衡市場及管控由輸電系統運營商（TSO）掌管。鄒鵬等人在2014年繼續指出，Nord Pool電力交易所內部交易比率主要由日前市場（Elspot）主導，約占99%交易量，僅1%的交易合同在日內市場（Elbas）簽訂。但是隨著近年來北歐地區風電等間歇性能源行業的不斷加快滲透，Elbas市場交易量逐漸提升，由此可見，歐洲現貨電力交易市場Nord Pool是較為受北歐電力系統接受的一種交易模式。下文將分別詳細地介紹Elspot、Elbas和實時平衡市場的交易機制。

2 電力市場開放對風電行業的影響

該節主要根據平準化能源成本（Levelized cost of energy - LCOE）和市場系統價格（System Price）兩個方面的對比來探究北歐電力市場模式下電力市場開放對中國風電行業的影響

2.1 平準化能源成本——（LCOE）

不同發電技術的競爭力技術通常由平準化能源成本（LCOE）衡量，LCOE反映了在預計生命周期內單位產電量的成本，單位為￥/KWh，計算時主要需考慮到總發電量，初期成本，運維成本和年折現率。

2.2 不同技術LCOE對比

從The Shift Project組織的數據庫中可知，以2014年為例，中國的電力裝機量主要由燃煤火電組成，占總裝機量的72%，其次有20%的裝機量為水電，風力發電僅占3%。為了探討未來電力市場開放對風電在中國的影響，該文主要對燃煤火電和風力發電進行對比分析。

2.2.1 燃煤火電

世界能源委員會（World Energy Council）于2013年發布了全球燃煤火電的LCOE概況，委員會指出，燃煤火電的主要市場集中在中國和印度，中國擁有極其低廉的初始投資成本約為$0.66 m/MW，低于世界平均水平的20%；在考慮到運行時煤燃料的投入后，LCOE也低于世界平均的50%，若煤電廠被建立在距煤源較近的地方如內蒙古附近，LCOE還會進一步降低。

2.2.2 陸上風電

不同于燃煤火電，由于不需要燃料的供給，風電成本的主要成本為初期投資成本（約為63%），中國陸上風電LCOE約為49～93 $/MWh，遠高于燃煤火電成本；相對的，北歐地區路上風電較為穩定為79～85$/MWh（15），低于燃煤火電成本，更具市場競爭力。

2.3 LCOE對電力市場競價排序中的影響

LCOE對電力市場報價具有關鍵影響，結合北歐市場構成可知，由于北歐市場中，火電成本高于風電成本，在Elspot市場報價時火電較風電報價較高，火電報價更接近Nord Pool系統價格，風電較火電能夠獲得更高的利潤。

然而，在現行中國市場中，火電成本遠遠低于風電成本，如若未來電力市場以Elspot市場為模型進行定價，在沒有其他補助的前提下，發電廠為牟取收益，風電報價會遠遠高于火電報價，并可能超出系統價格，風電行業或許整體出現虧損。

2.4 小結

該章結合Nord Pool市場組成和中國及北歐地區風電和火電LCOE的現狀進行分析指出，若中國按北歐地區電力市場改革，在無政府協調補助的情況下，中國風電行業相對主流煤電行業競爭力較小。北歐地區火電成本高于風電，市場系統價格基本接近火電廠報價，高于風電成本，風電利益較大；而中國地區風電成本遠遠高于火電，市場系統價格或依舊接近電廠報價，或低于風電成本，對風電場不利。并例舉北歐地區成本較高的核電加以佐證結論。

3 結語

中國電力改革呼之欲出，電力改革將改善現行電力系統被壟斷的現狀，加強市場靈活性，帶動市場競爭，推進電企與大型用電方電力直接交易，棄風現狀或許得以改善，金風作為中國最大的風電電機制造商必將受到較大影響。該文以北歐電力交易市場為參考，分析了中國風電在未來電力市場開放后可能遇到的不利因素，可以看出電力改革必將更加增強電力企業的競爭。為面對電改的趨勢，金風需更加注重以下幾方面的提升，首先，降低初期成本（風機制造，電廠建設）和運維成本十分必要；其次，為提高發電量，宏觀選址和微觀選址模型精確化需要提高，為適應現貨交易市場，增大電力交易量，提高電廠建設、維護靈活性（小風時期建設維護）日前預測技術需也需繼續升入研究；最后，由于電力市場系統價格具有波動性，電力市場系統價格預測也將在未來成為提高電力交易量的關鍵。

參考文獻

[1] 陳琦.中國電力市場未來模式探究[J].中國人民大學，2007.