“德国的问题在于扩大电网传输范围，而中国的问题在于市场设计”
eo:我们需要什么样的价格机制来反映它们的真实情况?
Patrick Graichen:基于运营成本的价格机制会起很大作用。风电和光伏的边际成本为零，因此会被优先调度，正是基于这样的价格机制，德国的弃电率非常低。但德国的问题在于，虽然高比例的风电、光伏优先进入市场，但一些区域的电网容量有限，没有足够的通道来输送电力。同时电力系统安全稳定运行往往还需要化石燃料发电来提供各种辅助服务，保持电网稳定。因此德国目前正在让风力发电场向电网提供这种辅助服务。
eo:风电如何提供辅助服?
Patrick Graichen:电网通常需要一些备转容量使其频率稳定在50赫兹。当发电厂使用旋转备用时，它可以是一个风力发电厂，而不是化石发电厂。当有足够的风时，风力发电场也可以提供这种服务，只要有在线数据的预测，那么通常燃煤发电站能提供的服务，风电也可以。
eo:这可以替代多少化石燃料发电?
Patrick Graichen:当电网需要旋转备用时，也需要很多不同的服务，其中一部分可以由风力发电厂完成，其他可以通过储能来完成，如果将这些不同的服务结合起来，可以将化石电厂服务减少50%以上。
所以德国已经解决了市场设计的问题，但我们仍在努力的是扩大电网传输范围，而中国的问题在于市场设计。
Kleiner:对于这种电网来说，最重要的事情之一在于我们能够发现这些问题，这是因为德国的大量数据透明度很高。我们已经能预测第二天系统中拥有多少可再生能源，在此基础上，如何使用这些可再生能源，比如提供辅助服务。我们根据天气预报得知明天将从哪个发电厂获得多少风电，并且根据预测进行建模。最重要的是，这些数据都是公开透明的，由TSO免费公开发布。这也是 Agora提出的黄金法则第五点——透明原则，事先掌握这些有关可再生能源的预测非常重要。掌握的数据不仅仅是用于长期预测，而且是日前生产多少可再生电力。这就是为什么德国可以更有效地使可再生能源进入市场的原因，电网和电力市场相互关联都掌握信息，这一点很重要，中国在市场起步方面做得还不错，但透明度确实是技术上解决的先决条件。
eo:但是在中国的情况下要复杂得多，Agora在报告中也提到电力安全是电网运营商面临的最大问题。
Patrick Graichen:所以如何获得供应的安全性，显然在风电光伏不足时，需要化石燃料发电厂。问题在于如何向这些电厂付费。你可以通过容量市场为备用功能提供容量激励。重要的是，如果你选择容量机制，只能激励具有灵活性的容量，如果一直运行不灵活的容量，当风光满负荷运行时，就会发生风电光伏的弃电，因此只能激励灵活的化石燃料容量，这样它就会在风很小的时候启动，风大时就会关停。但是你可以做一个容量机制，德国没有采用容量市场，而是用战略备用机制。
eo:不久前我看到一份报道，欧盟担心国家干预的容量机制会危害自由竞争，所以此前一直试图限制欧盟成员国发展容量市场。
Patrick Graichen:在欧洲，一些国家采用容量市场，还有一些国家采用容量备用，他们有不同的理念，并且长期争论哪一种机制更好。欧盟委员会为了确保这些方案不是补贴计划，给发电厂提供比实际需要更多的钱，因此他们需要监管备用容量谨防过剩，并且保证竞争，他们不允许市场有太多备用容量。
但是我不确定这篇报道的具体争议点是什么，对欧盟委员会来说，可能认为成员国的容量储备太高。
eo:风电成本及其上网电价在持续下降，如何将较低的成本传递到最终用户的电价?
Patrick Graichen:我们现在要支付的可再生能源附加费是批发电价减去所需要的可再生能源的固定费率，如果可再生能源固定费率比批发电价便宜，那么附加费为零;如果高于批发市场，就有价差。不过现在可再生能源变得越来越便宜，我们将进入一个可再生能源附加费越来越低的世界。
但问题在于可再生附加费还包括10年前投运的可再生能源，它们的价格仍然很昂贵。因此整体上看，可再生能源附加费用下降需要10到15年的时间。但你可以看到这种情况已经慢慢发生，今年就减少了一点，明年还将继续减少，每千瓦小时可能在6.4到6.5欧分之间。(2019年的附加费是6.405欧分/千瓦时)。不过我们会看到，现在的电力市场价格与可再生能源的平准化成本之间的差价，已经低于用户必须支付的附加费。德国的电力市场也曾经历较低的电力市场价格，高价的可再生能源，但现在情况已完全改变。电价的下降将抵消可再生能源的附加费，虽然目前整体附加费只下降了一点，我们预计可再生成本与市场价格间的差异还将缩小。
eo:如何降低可再生能源遗留成本legacy cost)?
Patrick Graichen:有两种选择，第一，等这些旧机组在20年的补贴合同到期后就不再需要补贴。第二，提出一个新的融资机制，这就是我们目前正在讨论的，我们需要对其他行业征收碳税，比如交通行业额、运输业现在并没有纳入碳交易，但我们需要减少运输业的碳排放。因此，一种选择是对供热和交通业征收碳税，并使用这笔钱来降低补贴的经济负担。但德国现在对此也有着很大争议，Agora正在为此做一个模型。
“可再生能源行业至少需要10年稳定的收入”
eo:中国目前也面临补贴压力，国家能源局已经决定降低风电光伏的上网电价，竞价上网，但行业内有很大的争议，中国在政策转型中如何既降低补贴额度又保证行业发展?
Patrick Graichen:当你从全球范围看风能和太阳能的成本时，很多国家的成本都比中国低。所以中国有机会降低上网电价和中国能源系统的可再生能源成本。但其次，您还需要了解低成本的先决条件，并保证10年或15年的收入稳定可靠，如果您不能真正相信通过上网电价或任何稳定的收入，未来10年15年将有风险溢价。
例如在欧洲，2014年西班牙削减了光伏补贴，导致投资者不再投资西班牙，因为他们不确定签署的合同在未来15年是否真的有效。但是智利的情况则截然相反，那里的天气条件良好，可再生能源成本低廉，约2-3美分/千瓦时，加之当地的能源密集型企业如矿业公司数量很多，这些公司通常会签10年合同，并且有很好的信誉履行合同，因此项目的回报是可观的。这就是一种政策组合。因此中国可以让更多的可再生能源项目来竞价，以此降低价格，但同时也需要保障可再生能源开发商有稳定可靠的收入。
eo:可再生能源需要怎样的补贴机制?
Patrick Graichen:我认为，如果发放竞拍配额的主体是值得信赖的行为者，那么无论是配额制还是拍卖或其他补贴机制，形式不是最主要的，补贴机制设计的关键在于项目收入的稳定性以及有相关项目的长期合同作支撑。
eo:您提到了“值得信赖的”，如何定义一个机制是“值得信赖的”?
Patrick Graichen:与其他行业的投资一样，可再生能源补贴资金的问题在于钱从哪儿来。德国采用的是征收附加费，并非由财政部决定，而是通过计算电力交易所电力批发市场价格与可再生能源固定回报率之间的差额，每年10月15日公布下一年的可再生能源附加费，由消费者通过电费支付。由于该机制非常稳定且可靠，德国的可再生能源融资风险很小，融资成本非常低。
补贴机制既可以是国家担保，也可以是附加费担保，或者私人参与者和金融市场认为这份合同确实可以持续10到15年，才能降低项目的平均成本。由于风能和太阳能先期投资成本高，但在10到20年的运营期几乎没有经营成本，因此融资成本是决定投资项目是否便宜的重要因素。
决定资本成本的关键因素是风险，当提供信贷的银行或公司认为该项目有可靠的补贴机制，风险很低，那么融资成本就会很低，如果银行认为项目有非常高的风险，他们会相应提高信贷价格。
就像之前所说，西班牙政府一开始对可再生能源大力补贴，后来粗暴取消，并且对已经运行的合同进行了根本性的改变，致使企业融资成本增加很多，而德国他、荷兰、法国和丹麦等有长期监管运行机制的国家，其融资项目的成本却远低于西班牙等国家，项目投资所得也高得多。
因此，一旦投资者信任一种机制，项目的融资成本都要低得多，这就能相应降低可再生能源的成本。
Kleiner:目前，当业界谈论降低可再生能源的成本时，更多的还是从降低其技术成本来考量。但事实上，可再生能源的技术成本在全球范围内已经很低了，我们需要更多关注的是如何降低其他成本，低廉的借贷、管理成本和稳定的经济政策往往会降低项目成本，而这也是可以做到和改变的。
eo:过去几年，德国主要专注于在电力系统整合可再生能源，但现在更倾向于提高整个能源系统的灵活性?
Patrick Graichen:德国在2000年开始能源转型，当时只有5%的可再生能源，现在到了2018年，它的比例将达到40%，这就是我们现在的情况。
风电和光伏占27%，在这种情况下我们需要更灵活的系统，否则系统运行会有问题，因此灵活性问题在可再生能源领域越来越重要。德国北部地区已经拥有60%的可再生能源，南部有25%，那里的挑战远高于德国南部。德国能源转型的下一阶段将把可再生能源用于供热和运输，因此我们的重点不仅仅是在电力市场而是如何把电能与热能及交通融合，提高整个系统的灵活性，还有很多有趣的问题需要研究。
