蓋峰：看到這篇文章，不由得想到國內(nèi)已經(jīng)出現(xiàn)的零電價。但國內(nèi)的零電價與德國的負電價的意義卻完全不同：歐洲的負電價/零電價由市場定價，風電運營商只能被動接受;而中國的零電價則是風電運營商的主動行為。

自今年1月1日起，如果交易所負電價持續(xù)時長超6小時，德國風力發(fā)電場將不再獲補貼

《德國可再生能源法案》法案第24條自今年1月1日起正式施行。該條款規(guī)定：負電價若持續(xù)6小時以上，所有新的風力發(fā)電機組不再享受市場溢價補貼。風力發(fā)電企業(yè)有必要觀察負電價發(fā)生的頻率以計算是否仍有營利—同時考慮怎樣的價格才合理。電價市場波動對風力發(fā)電場來說，可能意味著未來完全無利可圖的窘境。

在德國直接銷售模式下，市場溢價補貼作為管理費支付給發(fā)電場。此前歐盟委員會展開對《德國可再生能源法案》國家援助條例的研究，之后委員會決議取消這部分補貼。根據(jù)法案24條以及32條款相關規(guī)定，所有新的風力發(fā)電場這次都在“劫”難逃。

《德國可再生能源法案》(2014年版)第24條并未對負電價作出明確規(guī)定。幾乎所有市場參與者都認定，以日前市場為負為準，大多數(shù)研究也是基于這個假設。就在2015年年末，政府在修訂案中提出：2016年日前市場和當天市場必須同時在連續(xù)6小時內(nèi)呈負電價，才終止市場紅利。下圖將展示過去日前價格和當日價格，從圖中可以看出將會帶來哪些新的風險，幸運的是，風險并不大。

根據(jù)法案第24條規(guī)定，理論上電價在2015年1月1日——12月31日會有所跌落。下圖是這一年時間內(nèi)電價跌落的理論時長。左側(cè)Y軸表示持續(xù)6小時及以上負電價的總時長，右側(cè)Y軸及藍點表示日前價格和當日價格同時為負并且持續(xù)時間達6小時及以上的時段所占的百分比。

由此分析可知：

1、2015年，日前市場持續(xù)時長6小時及以上的負電價總時長達56小時(見左欄)。如果不加以糾正，這一時長的負電價將按照第24條法案處理;

2、在當日市場，符合法案第24條規(guī)定的總時長高達97小時(見中間欄);

3、而同時考慮日前市場、當日市場時，持續(xù)6小時的負電價總時長降至19小時(見右欄)，只有日前市場時長的三分之一(Y軸右側(cè)顯示百分比);

4、從行業(yè)歷史來看，日前市場負電價達到6小時節(jié)點的頻率自2013年就有所上升，而當日市場則是在2012年就開始上升——但是負電價同時在日前市場和當日市場持續(xù)6小時的頻率并沒有上升。實際上，兩個市場同時為負的時長在2012年到2015年間變化幅度很大。這一變化給規(guī)劃帶來極大阻礙，盡管風電企業(yè)在其他方面很樂于接受這一政策變化;但新政策下，要計算未來營收與損失會愈發(fā)困難。預測不準將影響當日市場，進而影響兩個現(xiàn)貨市場負電價并存。

短期來講，如果這些修正案正式成為法律，中斷市場電價補貼的風險將會下降，但評估機會成本的風險將會更難預測。

長遠來看，評估風險則會增加。各種長期的電力市場模型-例如由Enervis，EnergyBrainpool和Fraunhofer系統(tǒng)技術和創(chuàng)新研究所實施的模型-盡管各個研究對持續(xù)六小時負電價的頻率意見不一，但全都指出接下來幾年到幾十年負電價將出現(xiàn)得更頻繁。

投資者和風電場運營商在風險管理決策中應該考慮以下幾點：

1、法案第24條頒布后，收益風險應該基于一系列可能的結果進行評估。

2、在與電力中間商締結合同時，應包括法案第24條。也就是說，電場運營商和電力中間商共同承擔收益風險，而且合約應當允許中間商基于第24條法案提出有效的定價策略。

3、評估法案24條的相關保險：目前已有公司出臺提供法案第24條帶來損失的相關保險。