德国负电价频发,促可再生补贴变差价合约?

发布时间:2025-01-09    来源:南方能源观察   关键词:

据能源圈了解到,2025年1月2日,德国电力批发市场日内价格出现连续4个小时负电价。多家媒体报道,当时德国风电大发,风力发电能力超过40吉瓦,高于当地24.7吉瓦的平均电力需求。

不久前,德国曾出现超高电价。2024年12月12日下午5至6时,德国电力批发市场日前价格超过936欧元/兆瓦时(约合人民币7.123元/千瓦时),电价飙升的原因主要是天气多云无风,可再生能源发电大幅下降,期间,德国可用风电能力大约为3.1吉瓦。

俄乌冲突以来,欧洲加速推进绿色能源转型。2024年上半年,欧盟风电和太阳能发电电量超过化石能源发电电量,“看天吃饭”的可再生能源也加剧了电价波动幅度。

多位业内人士告诉《南方能源观察》(以下简称“eo”),2024年欧洲负电价频繁发生,持续时间相较过去两年更长。新能源快速增长是引发负电价和超高电价并存的重要原因。

补贴作为一种激励可再生能源发展的工具让部分可再生能源在负电价时段仍然继续发电,进一步拉低了市场价格。面对新的形势,德国乃至欧洲对可再生能源的补贴政策会否做出进一步调整引发关注。

英国牛津能源研究所研究员、中国碳中和五十人论坛特邀研究员秦炎对eo说,2025年以前,在圣诞、元旦假期期间,即使没有新能源大发,德国也经常因为用能需求减少而出现负电价。不过,2024年,欧洲相较以往年份,负电价出现的频次及持续时间均显著增加,此现象值得进一步关注。

据欧洲电力现货交易所(EPEX SPOT)数据,德国2024年共计出现468小时负电价,相较2023年的292小时上涨了60%。欧洲电力行业协会Eurelectic数据显示,2024年,欧盟负电价共计发生1480次,创历史纪录。

2024年,英国出现179小时负电价,相较2023年时的106小时增加69%;法国负电价时间为356小时,是2023年144小时的2.47倍;西班牙首次出现负电价,共计时长为247小时。

除负电价频次和时间显著增加外,2024年,欧盟国家电力批发交易价格也呈下降趋势。据Eurelectic数据披露,2024年,欧盟日均电力批发市场价格从2023年的97欧元/兆瓦时降至82欧元/兆瓦时,降幅为16%。

多位业内人士认为,新能源快速增长是欧洲负电价情况增多以及价格水平总体降低的重要原因。

出现负电价的直观原因是短时间内电力供应过剩及电力需求不足。据2024年11月14日欧洲能源监管合作机构(ACER)发布的《欧盟电力批发市场整合进展——2024年市场监测报告》(以下简称《报告》),风能和太阳能等可再生能源在有利天气条件下同时大量发电,导致供大于求。

俄乌冲突发生后,高企的能源价格促使欧洲加速绿色转型。2023年,欧盟将2030年可再生能源占能源消费比例目标从2018年时设定的32%提高到45%。除提升目标外,欧盟还要求成员国在发放许可证时优先考虑可再生能源,以促进清洁能源投资。

Eurelectic披露,初步统计,2024年,可再生能源发电占欧盟总发电量的48%,其次是占比约24%的核能发电。

《报告》认为,随着欧洲向清洁能源转型,传统化石燃料逐步被替代,系统失去部分灵活性,价格波动加剧。

英国能源智库Ember一份报告表明,2024年上半年,欧盟风电和太阳能发电量已超过化石能源,占总发电量的30%(386太瓦时);同时,水力发电“复苏”,核电亦有所增长;化石能源发电量则减少17%(71太瓦时),占比降至总发电量的27%(343太瓦时)。

Ember另一份报告显示,2024年1-9月,德国新增风电装机2.3吉瓦、太阳能装机11吉瓦,可再生能源发电量创纪录地达到206太瓦时,占总发电量的59%。

西班牙和法国的化石能源发电量也有所下降。其中,2024年上半年,西班牙燃气发电量减少10太瓦时,相比2023年同期下降34%。

秦炎告诉eo,当前,业界对2025年欧洲负电价带来的影响会否比2024年更深远存在不同观点。一种观点认为,如果2025年欧洲电力需求增长强劲的同时水力发电将较2024年减少,天然气价反弹后煤电价格将略有上升,负电价出现次数将略有减少;另一种观点则认为,2025年,欧洲太阳能发电装机预计增长16%,风电装机预计增长7.5%,风力发电条件将更为有利,将出现比2024年更多的负电价。

前述《报告》认为,传统“非响应性”电厂,如核电、热电联产电厂等,因为无法快速调整输出功率,在风电和太阳能大发时仍继续运行,会加剧短时间内的供需失衡。负电价反映出电力系统缺乏储能、需求侧响应等灵活性调节资源。某些情况下,一个竞价区电力供应过剩,但由于电网限制,无法将多余的电力有效传输到邻近的高需求市场,导致局部市场供过于求,也会引发负电价。

《报告》建议,欧洲应当鼓励消费者调整用电模式以适应电力供应变化;应推广储能应用,在电价低或为负时储存多余电力,在电价高时释放电力;加强不同地区之间的电力传输能力,使过剩的可再生能源从一个区域传输到另一个需求更高区域;加大对智能电网基础设施的投资,更好地应对可再生能源波动性。

还要注意到,2024年,德国有80个小时电价超过250欧元/兆瓦时(约合人民币1.911元/千瓦时),比2023年的18个小时高出4倍有余。

秦炎说,当前,欧洲还有观点认为,2025年德国将有更多小时数的电价超过250欧元/兆瓦时,化石能源逐步淘汰将增加市场波动,导致出现更多高价时段。

据德国当地媒体报道,由于大多数可再生能源可以获得上网电价补贴(feed-in-tariffs,简称FIT),可再生能源往往没有动力在大发时减少发电量以应对负电价影响。不过,据最新的德国《可再生能源法》(EEG 2023),2024和2025年,电力现货市场价格连续三个小时以上为负时,补贴降至零。

全球能源互联网发展合作组织新型电力系统专委会委员郭欣认为,最近这次负电价只出现4个小时,就是上述政策在起作用,交易员普遍避免“触发”这一市场规则。

为减少负电价出现次数,德国将逐步对触发补贴失效的条件进行调整。比如,2026年,这一条款的触发条件将改为“连续2小时出现负电价”,2027年将进一步调整为1小时。甚至有专家建议改为“实时”,进一步减少价格波动。不过,郭欣认为,目前将规定改为实时仍存在困难,因为新增新能源中,家庭光伏的比例占到了80%以上,而可以双向控制的“智能电表”在德国也尚未普及。德国2023年和2024年负电价频发主要是由大量新增的家庭光伏不可远程调控或者不参与市场而引起。

由于2023年和2024年欧洲负电价频发,电力批发市场价格持续走低,德国政府支付FIT压力增大,取消或改变FIT机制的呼声不断。

2000年—2022年中,德国可再生能源发展资金由德国消费者通过电费的可再生能源附加费即EEG税(EEG levy)形式支付。欧洲能源危机之后,EEG税废除,德国政府利用碳排放交易和国家预算为可再生能源提供资金支持。

2023年,较低的电力批发市场价格导致德国政府向可再生能源运营商支付FIT所需的资金大幅增长。2024年,随着批发市场价格进一步走低,预计德国政府全年需支付230亿欧元,是最初预算的两倍多。

据一家媒体2024年10月披露的一份出自德国经济部的法律草案,2026年1月1日起安装的装机容量超过90千瓦的光伏将不再享有FIT。2027年1月1日,这一“阈值”将降至75千瓦,之后再降至25千瓦。

《报告》建议,补贴方案应激励可再生能源生产商在对电力系统有利时发电,可以通过设计更为灵活的补贴机制实现这一目标,例如,应用差价合约(Contracts-for-Difference, CfDs),即电价低于某水平时,补足市场价格,高于某水平时,则要求发电方返还差价,在负电价发生时停止支付补贴。

此外,新的欧盟规则还规定,直接补贴不应对电力市场(日前、日内、平衡和辅助服务市场)产生负面影响,欧盟成员国需要设计实施更多法规,减少保障性补贴影响可再生能源的发电行为。

郭欣认为,此前德国一直允许发电侧保留“超额利润”,这一度被认为是推进新能源发展的秘诀之一,欧盟的CfDs包含发电侧超额获利回收,德国接下来大概率会遵守欧盟的规定。据悉,2024年9月,德国经济部提出四种方案以激励未来可再生能源发展,这些方案都是不同类型的CfDs。

资讯来源:南方能源观察

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