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盖峰:看到这篇文章,不由得想到国内已经出现的零电价。但国内的零电价与德国的负电价的意义却完全不同:欧洲的负电价/零电价由市场定价,风电运营商只能被动接受;而中国的零电价则是风电运营商的主动行为。
自今年1月1日起,如果交易所负电价持续时长超6小时,德国风力发电场将不再获补贴。
《德国可再生能源法案》法案第24条自今年1月1日起正式施行。该条款规定:负电价若持续6小时以上,所有新的风力发电机组不再享受市场溢价补贴。风力发电企业有必要观察负电价发生的频率以计算是否仍有营利—同时考虑怎样的价格才合理。电价市场波动对风力发电场来说,可能意味着未来完全无利可图的窘境。
在德国直接销售模式下,市场溢价补贴作为管理费支付给发电场。此前欧盟委员会展开对《德国可再生能源法案》国家援助条例的研究,之后委员会决议取消这部分补贴。根据法案24条以及32条款相关规定,所有新的风力发电场这次都在“劫”难逃。
《德国可再生能源法案》(2014年版)第24条并未对负电价作出明确规定。几乎所有市场参与者都认定,以日前市场为负为准,大多数研究也是基于这个假设。就在2015年年末,政府在修订案中提出:2016年日前市场和当天市场必须同时在连续6小时内呈负电价,才终止市场红利。下图将展示过去日前价格和当日价格,从图中可以看出将会带来哪些新的风险,幸运的是,风险并不大。
根据法案第24条规定,理论上电价在2015年1月1日——12月31日会有所跌落。下图是这一年时间内电价跌落的理论时长。左侧Y轴表示持续6小时及以上负电价的总时长,右侧Y轴及蓝点表示日前价格和当日价格同时为负并且持续时间达6小时及以上的时段所占的百分比。
由此分析可知:
1、2015年,日前市场持续时长6小时及以上的负电价总时长达56小时(见左栏)。如果不加以纠正,这一时长的负电价将按照第24条法案处理;
2、在当日市场,符合法案第24条规定的总时长高达97小时(见中间栏);
3、而同时考虑日前市场、当日市场时,持续6小时的负电价总时长降至19小时(见右栏),只有日前市场时长的三分之一(Y轴右侧显示百分比);
4、从行业历史来看,日前市场负电价达到6小时节点的频率自2013年就有所上升,而当日市场则是在2012年就开始上升——但是负电价同时在日前市场和当日市场持续6小时的频率并没有上升。实际上,两个市场同时为负的时长在2012年到2015年间变化幅度很大。这一变化给规划带来极大阻碍,尽管风电企业在其他方面很乐于接受这一政策变化;但新政策下,要计算未来营收与损失会愈发困难。预测不准将影响当日市场,进而影响两个现货市场负电价并存。
短期来讲,如果这些修正案正式成为法律,中断市场电价补贴的风险将会下降,但评估机会成本的风险将会更难预测。
长远来看,评估风险则会增加。各种长期的电力市场模型-例如由Enervis,EnergyBrainpool和Fraunhofer系统技术和创新研究所实施的模型-尽管各个研究对持续六小时负电价的频率意见不一,但全都指出接下来几年到几十年负电价将出现得更频繁。
投资者和风电场运营商在风险管理决策中应该考虑以下几点:
1、法案第24条颁布后,收益风险应该基于一系列可能的结果进行评估。
2、在与电力中间商缔结合同时,应包括法案第24条。也就是说,电场运营商和电力中间商共同承担收益风险,而且合约应当允许中间商基于第24条法案提出有效的定价策略。
3、评估法案24条的相关保险:目前已有公司出台提供法案第24条带来损失的相关保险。
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