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每当实际流入流出平衡基团的电量与计划表发生偏差,平衡基团责任方就必须向其所在输电区域的输电公司购买平衡电力,而价格由输电公司在二次调频与三次调频中的投入计算得出。在德国无论是正向平衡电力,还是逆向平衡电力的费用是一样的,都按照平衡电力的电量价格的加权平均值计算得出。而这个值,往往远大于在欧洲电力交易市场中的交易电价。
由此可见,一个平衡基团责任方的预测准确与否,会直接影响到其在电力交易中的盈利。同时输网公司的盈利也一定程度上与之相关,当大输电区的整体偏差较大时,会使输网公司在一次调频上的投入增大,对于这一部分支出,输网公司不能从与下面的平衡基团责任方的交易中得到补偿,这就驱使输网公司对其管理的平衡基团责任方加强管理。由此,精准预测负荷与发电量,尤其是不稳定的新能源的发电功率,成为输网公司与平衡基团责任方的利益诉求,大大提高了二者预测的积极性。提高了预测精度后便可以大大减少拥堵的可能性,增加新能源的消纳。
上市交易
从2000年起的EEG(可再生能源法)对可再生能源承诺了20年补贴上网电价不变,这在当初可再生能源发电,特别是光伏发电,成本较高的时候极大地刺激了市场投资建设的积极性,同时带动了整个新能源行业的发展,包括咨询、设计、安装、维护等,推动了光伏等组件的量产。高额并且20年稳定的补贴一方面是对社会资本的无风险收益承诺,但另一方面也使得可再生能源分摊费节节上升,造成终端电价的上升,并且每年的分摊费都将之后20年的长度叠加,形成巨大的补贴惯性。不得不承认,这是一种过于激进的补贴机制,但在十几年前光伏成本是煤电10倍,核电激进地被逐年关停的情况下,如果不使用这种激进的补贴机制很难刺激可再生能源行业的兴起。这当然是后话,没有人能做这种假设。
至2012年,可再生能源发电已经达到德国发电总量的23%,同时光伏风电的波动性与需求的偏离也在电力交易市场上越来越频繁出现的负电价显现出来。2011年EPEX现货市场上负电价出现了3次,而到了2012年负电价出现了45次。解决这些时间上的局部供大于求,引导可再生能源发电合理匹配用电,只能用市场化的手段,这样的背景促使了德国自2012年起对EEG的一项大改革——逐步强制可再生能源发电市场化交易。
可再生能源市场化交易(Direktver maktung),是指可再生能源发电在交易市场上卖出,除获得交易价格的收益之外,还能获得额度市场化交易奖金。市场化交易奖金分为两部分,一部分为该类可再生能源固定上网电价与该类可再生能源当月市场交易平均价格的差值;一部分为管理奖金,用于补充该类可再生能源发电商进入市场化交易所付出的管理成本,金额由政府制定,逐年降低。市场化交易奖金发放和结算机制与原来固定上网电价相同,由电网企业计量、发放,全国总计后以可再生能源分摊费的形式分摊到终端电价中。
这种可再生能源市场化的机制从多方面促进了可再生能源发电的消纳。
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