德国负电价趋势对风场收益有何影响? 浅谈再生能源发电补贴抑制条款

整体趋势

自2008年欧洲电力交易所EPEX SPOT导入日前(Day-ahead)市场负价格以来，负电价事件发生的频率有逐渐增加的趋势。举例而言，德国在去(2019)年，日前市场有39天共211小时出现负电价，平均成交价落在每兆瓦-17.27欧元(折合人民币约每度电-0.14元)，相较前(2018)年出现134小时负电价，平均成交价每兆瓦-13.73欧元(折合人民币约每度电-0.11元)；即日(Intraday)市场则有44天共241小时出现负价格的现象。市场因供过于求而出现负价格讯号，再生能源发电占比逐年提升为其一但非绝对影响因素。以下就德国近日负电价情形进行讨论。
 

德国负电价情形

为防制新冠肺炎疫情扩散，德国政府自3月22日发布限制措施，严格限制户外自由行动和暂停非必要商业经营活动，进而使得电力需求大幅减少。观察德国自限制措施发布迄今，德国电力消费相较去(2019)年同期下降7~15%，此使得欧洲电力现货市场整体四月份价格呈现六年以来新低，EPEX SPOT DE价格落在每兆瓦30欧元以下。而负电价发生的频率似乎受疫情影响而有增加趋势，单就2020年Q1，就已经有128小时出现负电价，单就四月份也有37小时。
 

负电价如何影响德国再生能源电厂收益

在德国，再生能源法(Erneuerbare Energien Gesetz, EEG)保障了再生能源电力并网优先权，此使得再生能源电力供应商只要能在批发市场得标并依排程供电，便能依法获得发电收益。德国的再生能源发电补贴系依据「市场溢价 (Market Premium)」机制，随电力批发市场价格浮动，由系统营运商支付市场价值与参考价值之间的差额补贴。不过，德国早在2014年的修法(EEG 2014)，即针对负电价情形标明但书，当日前市场价格达连续六个小时以上为负价格时，则在此连续负价格区间不予支付补贴。2017年再生能源法( EEG 2017 )第51条仍保留这条规则(2016/1/1以后新建电厂适用)，俗称“6-hour rule”。
 

6-hour rule如何影响德国风场收益

从法规设计观点，6-hour rule 旨在反应电力市场供给过剩时的状况，毕竟电力生产过剩意谓着当下需求已被满足，理论上不应将补贴用在不需要的过剩电力上。这样的补贴抑制机制，也是迫使再生能源电力供应商应对市场价格讯号有所因应。然而，市场会出现负价格，部分原因也出自传统发电机组缺乏启停灵活性的问题，使得机组暂时关闭再重新启动的成本损失，比起以负价格抛售电力来维持机组运转要高出许多。因此，同为自由市场竞争者的风电供应商，必须在竞价的恶性循环下，承担 6-hour rule 的获利损失。英国能源研调机构 Aurora Energy Research 评估，平均而言，离岸风场因 6-hour rule 蒙受的补贴损失，一年落在500~800万欧元之间，大幅影响风场预期经济效益，并增加其经营风险。德国海上风电场运营商协会(BWO)也指出，仅就2020年2月，6-hour rule就对德国离岸风场计画造成约5,000万欧元的损失。
 

浅谈日本与台湾再生能源发电补贴抑制条款

本文所讨论的「再生能源发电补贴抑制」条款，系指在经济补贴政策中，会影响风场申请发电补贴收益的特殊规定。在日本，电力公司得依据「再生能源特别措施法施行规则」，基于维持电力系统稳定，可对再生能源发电业者采取输出抑制措施，其实施作法受到电力广域运营推进机关(OCCTO)监管与检讨。以风力发电而言，九州电力及中国电力均提出「输出控制在每年720小时内不予补偿」条款，并作为风场并网申请时的条件。日本的再生能源补贴采固定价格收购制度，因此风场收益相较德国的市场溢价补贴机制来得稳定，电力公司的输出抑制措施对收益之影响在可预期范围内。
台湾与日本同样采取固定价格收购制度，依据经济部所公告之「中华民国一百零九年度再生能源电能趸购费率及其计算公式」第十四项，离岸风力发电业者于趸购期间当年度发电设备之实际发电量，不及每瓩4,200度适用趸购费率，介于每瓩4,200~4,500度以75%费率趸购，4,500度以上则以50%费率趸购，同为可预期之影响因素。
 

德、日、台再生能源发电补贴抑制条款(Source: InfoLink)

从上述比较可知，风电供应商或风场营运商在电力批发市场自由化竞争的环境下，相对需承担更高的获利风险，因此，如何发展多元化的技术解决方案来提升风场经营效益，如结合储能系统或利用风电制氢技术，遂成为新的市场商机。