每用1度電就能掙3毛,歐洲的負電價真的利于消費者嗎?

發布時間: 2020-05-13 13:56:46   來源:界面新聞  作者:錢伯彥

  新冠疫情的陰霾仍籠罩著歐洲大陸。與此同時,歐洲電力市場也在經歷著一次大考驗。

  4月以來,歐洲電力市場EPEX Spot德國盧森堡地區的日前電價俯多次沖至負數以下,從-0.5歐分/度,到-3.5歐分/度,甚至到-4歐分/度,這相當于電力消費者每使用1度電,可拿到約3毛人民幣。

  不僅在德國,負電價同樣在歐洲其他國家普遍出現。

  自從2008年歐洲電力現貨市場EPEX Spot允許負電價出現以來,歐洲各國電力市場出現負電價的頻率和持續時長逐步上升,已成為全球負電價出現最頻繁的地區。

  目前,美國的加利福利亞州、德克薩斯州和新英格蘭地區,澳大利亞和歐盟,是世界上唯三大量出現負電價的地區。

  歐洲人也在不斷擊穿負電價的地板。僅以日前市場的電價計算,2019年德國盧森堡市場的最低價為-9歐分/度;全歐最低價則為比利時人去年6月8日創下的-13.4歐分/度。

  2020年開年以來,負電價更加密集出現。德國盧森堡地區3月中有十天出現負電價,今年累計負電價時長已超過133小時;法國、捷克、荷蘭、奧地利今年兩次出現長達數小時的負電價,歐盟總部所在的比利時已連續五次出現負電價。

 

  造成今年負電價頻發的首要原因是新冠疫情的爆發。

  在需求側,法國自3月16日起、德國自3月23日起全國工廠即悉數關閉,幾乎所有文職人員開始居家辦公,工業企業和商業樓宇用電需求大幅下降。根據德國聯邦能源與水利協會BDEW的數據顯示,全德用電需求同比萎縮約10%。

  此外,3月以來反常的晴好天氣以及軌道交通頻次減半,也分別使取暖用電和交通用電大幅下降。

  在供給側,自2月臺風薩比娜席卷歐洲以來,風力發電量屢創新高。在2月8日臺風最猛烈的周末,發電量大漲的風電一度覆蓋了全德國60%的用電需求,達43.7 GW。3月晴好天氣的反常密集出現,又導致光伏發電量大增。

  據德國電網署數據,今年一季度,可再生能源發電量覆蓋了該國52%的用電需求,這是可再生能源首次在德國覆蓋過半用電需求,該數字去年同期為44%。

  電力供大于求,卻缺乏足夠的儲能空間,導致用電低谷時出現大量過剩電力。如果停止發電,帶來的成本可能更高,發電商因此更愿意以負電價出售。

  負電價的出現,還需要的條件是,電力市場允許打破價格上下限規定。目前,中國電力市場存在上下限,因此還未出現負電價。

  值得一提的是,負電價并無法惠及歐洲的普通居民用電。

  在電力供應選擇較多的德國,普通居民無論是從擁有配電網運營權的市政公司購電,或是從發電企業的售電公司處購電,執行的是一攬子固定電價,與電力市場價格完全脫鉤。

  目前,德國約30.4歐分/度的電價中,僅有23%為發電成本,其余皆為稅費、電網費用與可再生能源攤派費。

  在法國電力集團(EDF)一家獨大的法國,約18歐分/度的電價中,也僅有35%歸屬于發電售電成本。

  對于工商企業等電力消費者而言,倒貼送錢的負電價則是一柄雙刃劍。

  因為只有少部分企業此前通過電力期貨市場對沖交易規避了風險。大部分工業生產型企業在與供電商或售電公司簽訂的合約,都規定有用電量的天花板與地板量,該區間一般在10%至30%之間。

  對于這些簽訂了合約的企業而言,如果使用電量達不到地板量,將面臨處罰。但在疫情期間,它們的用電量減少,所以在電力市場上虧本倒貼甩賣是唯一選擇。

  這促使這些企業的電力成本進一步上升,加重了它們在疫情期間本已緊張的現金流負擔。

  但另一方面,電力現貨市場價格的下跌,也帶動了電力期貨市場價格的同步下跌。

  4月以來,歐洲電力期貨市場2021年的價格已經從3.9歐分/度下降至3.4歐分/度,去年同期的價格約在5歐分的高位。工業企業因此能借此機會,為明年確定相對廉價的電力供應。

  負電價一直被歐洲視為電力調峰、促進能源轉型的正常市場化手段。

  2007-2010年,德法兩國先后允許日前市場和日間市場上負電價的存在,意在刺激燃煤、核能等傳統發電廠主動配合可再生能源并靈活發電。根據相關可再生能源法規定,電網有義務優先接入可再生能源發電。

  燃煤發電和核電是德國和法國能源結構之中的重點。2019年,德國29%和14%的發電量來自于燃煤發電和核電;法國則有71%的發電量源自核電廠。

  但負電價對于煤電和核電的激勵效果仍較為有限。

  首先,不適合頻繁快速啟停的煤電廠和核電廠并不愿因數小時的負電價“激勵“,而主動承擔啟停成本。對于距離城市較近的燃煤電廠而言,熱電聯產中遠程供熱在冬季帶來的收益,進一步攤薄了負電價的激勵。

  其次,燃煤電廠與核電站在供電合約均有保障條款。一般而言,燃煤電站最低需滿足42%的額定功率,核電站需滿足49%的額定功率。這使得煤電與核電的操作空間極為受限。

  此外,具備一定規模的燃煤電廠和核電廠還需承擔系統調頻的任務,該任務也是分布式的風光發電無法完成的。

  在負電價頻繁出現的當下,另一個切實的問題是:倒貼的可再生能源是否能夠繼續享有政府補貼?

  畢竟,導致負電價出現的直接原因是風光發電的不穩定性。

  以2019年4月22日德國負電價最低值-9歐分/度出現時為例,當日下午2時,晴好天氣導致約30 GW的光伏發電涌入電網,遇上復活節期間用電需求減少,造成了大量電力過剩。

  能否獲得補貼,與補貼形式和所在國密切相關。

  根據歐盟2014版《環境與能源國家補貼規定》的相應條款,可再生能源補貼受到6小時原則限制。即如果在電力日前市場連續出現6小時或以上的負電價時段,那該時段內一切補貼皆被取消。

  該原則也在德國的《可再生能源法》和荷蘭、比利時等國得到了體現。

  但在要求更為嚴格的法國,規定可再生能源補貼在任一出現的負電價時段都會失效。這意味著,法國可再生能源項目需要完全承擔負電價的風險。

  6小時原則的唯一例外,是100 kW以下的小型可再生能源項目,該類型項目12歐分/度的標桿電價并不受負電價影響。但這些小型項目占比不足10%。

  決定補貼有效與否的另一個因素是項目并網時間。

  歐盟境內的可再生能源補貼形式大致以2014年為界,劃分為兩大類。

  以德國為例,《可再生能源法》規定,2014年前的可再生能源并網項目由電網企業直接購電,且不受6小時原則限制。這批老項目約占到德國可再生能源發電容量的37%,它們不受負電價影響。

  剩余的63%在2014年以后并網的可再生能源項目,它們的補貼由標桿電價與市場價格共同確定。具體而言,該類項目運營商必須自行在電力市場參與交易,補貼額度等于標桿電價與當天市場均價之差。該類項目均受到6小時原則限制。

  由于德國連續6小時以上負電價時段,約占負電價總體時長約一半。這意味著,德國可再生能源運營商有一半概率需承擔負電價帶來的風險。

中國電力網官方微信

      關鍵詞: 電價

主辦單位:中國電力發展促進會
網站運營:北京中電創智科技有限公司  國網信通億力科技有限責任公司
服務熱線:400-007-1585      在線投稿
《 中華人民共和國電信與信息服務業務經營許可證 》編號:京ICP證140522號 京ICP備14013100號

宁夏11选五最划算玩法