范征表示，电力交易，尤其是在欧美，实际上是解决新能源消纳的一个柔性方法。不是说电力能源变成交流形式就并入电网了，还要用电价方法进行一个柔性消纳。
以下是范征先生在本次论坛上的发言实录：
我觉得，分布式新能源的最终核心问题，还是要并上网、发上电、拿到钱。所以，我简单介绍一下电力交易，包括国内正在进行的电力市场改革的一些情况。
先从今年(2016年—编注，以下同)的一些关键词说起，比如弃风、弃光，甚至弃核。我听说红沿河的核电站一度电已经到了一毛八大甩卖的状态，等于白菜价了。除此之外，2016年还有“630”、“能源互联网”、“直购电”等关键词。
现实的情况是，有时候新能源竞价还产生了负电价问题，大家可能想不清楚这是什么道理。如果深入去研究能源交易的形式就会了解到，实际上这种情况是可以理解的，因为价格不仅仅包括上网标杆电价和终端电价，在成熟的电力市场里还有交易电价，而交易电价又分为容量价格和电量价格，还分为批发电价，到最后才是终端电价，这些定义是完全不同的。
在2011年的时候，我就在德国做新能源的并网工作，基本上50%的光伏和风电厂都经过我的手去技术并网。除此之外，我总结了一点，电力交易，尤其是在欧美，实际上是解决新能源消纳的一个柔性方法。不是说电力能源变成交流形式就并入电网了，还要用电价方法进行一个柔性消纳。
我对德国、丹麦周边的几个国家都比较熟悉，到现在为止，德国的光伏安装容量有4000万千瓦，其中一半是分布式光伏。这个分布式指的是屋顶分布式，几乎都很小。一般3兆瓦到5兆瓦的项目在德国已经不叫分布式了，分布式指的是屋顶光伏，在德国可以占到一半，大家可以想想这是为什么。对于新能源来说，最重要的一个问题就是谁来买单，这是个世界级难题。
从能源交易的时间尺度讲，可以是期货，在半年、一年甚至两年前买两年以后的电。我听到最夸张的一个故事，就是法电集团跟多家售电客户签了24年的合同，锁定24年的价格。
另外，还有电力系统需要的一些调频容量竞标，新能源装得越多，这些需求就越大。所以，我们认为，尽量让新能源在本地区安装、本地区消纳，也就是我们提倡的分布式。如果要从远端运输能源，那在两端都需要配调节设备，成本就是双倍的。
在欧美，实时的竞价可以到实际物理交割前15分钟，这在欧美已经实现20年了。因此，从电力交易的技术或者理念上而言，我们国内确实还存在一定的差距。
前一段时间，我们去大连看了一个200兆瓦的储能项目——液矾电池的，辽宁电网为了上这套系统，每度电的成本都有所提高，大家可以想像这种系统服务的成本有多高。
还有一些场外的交易。现货市场和期货市场分别由交易中心的不同机构来做。那么，什么叫场外交易、什么叫场内交易呢?
现在我们国家也成立了几十个交易中心，跨区交易的组织方就是北京电力交易中心和广州电力交易中心。另外，电力是商品，最终一定要进行实物交割。但有时候也可以不进行实物交割，比如变成一种金融衍生品，期货就是这样一个概念，大的发电集团把自己的电量拿到期货市场去交易，除了赚发电量，还有可能多赚。
电力市场改革之后，如果大家用一种边际成本统一出清的方法去进行市场竞价，最后会发生什么情况?
如果需求高、负荷高的时候，边际成本低的一些发电设备，比如核电、燃煤发电，可能就先竞到价。负荷高时，大家都可以在里面，但如果负荷低，只有边际成本比较低的几种发电形式是可以竞到价的，等于是把其他边际成本高的能源形式挤掉了。
但是，如果新能源进来，可再生能源进来，就是另一个情况了。为什么?
美国人里夫金先生写了一本《边际成本为零》的书，指的就是新能源——风电、光伏在未来大规模安装之后，虽然初期安装成本很高，但后面使用时的边际成本实际上等于零，或近似于零，它没有燃料价格。也就是说，新能源赚的是补贴的钱，不是赚的度电发电的钱。
所以，这个时候就可以去竞价了，可以把整个竞价拉低，这是导致欧美很多大的能源集团把亏损的火电业务打包出售的原因之一，这导致了很多的市场变化。
所以，我们未来电力市场的改革是不是会朝这个方向发展，我不敢打保票，但现在有些地方已经在研究边际成本统一出清方法了，最后的结果可能就是这样。
从我们拿到的一些实时数据来看，以其中的一些交易方法，需求和发电量最后会结合成一个点，也可以说是出清的点，报价在此以下的就可以出清，在此以上的就卖不出去了，这是欧美十几年来、二十年来，一种成熟的、理想的电力市场交易状态。当然，德国、法国、瑞士每个地方都不同，但如果熟悉市场的人，熟悉市场交易的交易员，就可以了解竞价参与者的机组有多大，以及竞价的习惯，可以猜测出来。
这个时候电价，就近似于实时电价了，15分钟一个价格，时高时低，比如在一个时段一个兆瓦时最高可以达到65，最低可以达到35欧。
这个波动带来了什么东西?不管新能源竞价，还是用电用户，波动造成的就是新的商业模式。有波动，我就可以装储能，简单地峰谷价差套利;售电公司可以买最便宜的电，在最贵的点去卖。
另外，无论是售电公司，还是批发的参与者，都可以以负荷匹配、负荷跟踪的方法来进行电量采购，以长期合同来做底层，买一年以后的便宜电，用基荷的电力为中层，上面有峰值电力，另外还有一些现货组合。如此，我的用电曲线就可以跟价格曲线弥合了。
新能源介入之后在电力市场造成了什么问题?一个很直接的例子，就是去年(2015年—编注)3月20日德国的日食事件，直接造成价格波动，造成光伏新能源短期关停，造成短时间缺电。缺电怎么办?有很多售电公司、批发单位，提前以低价买了很多电，到时候进行抛售，所以最低的价格就很低，因为那时是供大于求，后面最高的价格就特别高，因为供小于求。
这种情况我跟国内的一些专家也交流过，短期之内很难在国内实现，因为我们的电价习惯于长期定价的方式，由发改委、能源主管部门去核定价格。当然，这种方式在长远来看对投资回报也有一定的积极意义。
一位比较知名的企业家曾说：遇到新事物时一般有四个阶段，一是看不见，二是看不懂，三是看不起，最后是来不及。我觉得，电力改革在我们这个能源行业来说，可能也是这样的一个新事物。其中需要很多的技术，需要一些预测方法，比如交易电价预测、供需预测、负荷预测、辅助市场价格预测等。
对比来说，现在国内辅助市场是可圈可点的，国外一般三四调频就等于国内调峰的服务了，英国、德国、法国、挪威的以及北美的一些地方，辅助服务的情况完全不一样。
国内像东北也颁布了很多辅助服务的方法，刚才冯老师说的火电灵活性相关的问题，其实也是在东北发生的，包括华中的电网有一些调频项目，华东这边有一些辅助市场项目等。
那么，面向未来市场的什么事情我们可以做呢?
尤其大的发电集团，大的能源中心或者是园区，可以做资产管理，把自己的配电网管理起来，把自己的新能源管理起来，把发电机组管理起来。实际上，电力行业有两个事情中管理占7分，技术占3分。我个人认为，配电网的可靠性实际上也是一个管理问题，分布式可再生能源实际上还是一个管理问题。为什么德国的消纳做得这么好?我个人原来就做这个工作的，其实就是一个突出的管理问题。
有很多新的能源系统、交易系统，这些系统怎么跟刚才冯老师介绍的未来能源互联网的一些场景进行配合，这也是我们一直在做的工作。最核心的东西，在这个场景之下去预测，因为可以波动的能源越来越多，就是需求预测、发电预测，还有价格预测。
预测的展示方法也比较多，比如频谱光谱的方法等。
一般来说，实际的负荷预测偏差，欧洲一般可以做到1%到2%的程度，价格也基本上可以反映负荷的情况。所以，我们改革的目的，如果电价可以传导到供需的变化，可以去引导投资，就是很有意义的事情。
核心的问题是，怎么拿新的技术去引导我们未来的发展方向，可能不仅局限于装一两个光伏电站，而是说整个系统的发展。
FR：太阳能发电网
