德国陆上风电竞价平均3.8欧分/度——这是啥?

时间:2018-01-09
来源:南度度
专家:张树伟
2017年11月22日,德国Bundesnetzagenturgo公布了最新一轮陆上风电招标的结果。招标超额认购:共计提交了210份出价总计2,591兆瓦,容量加权平均价格为每千瓦时4.02欧分(ct / kWh)。而招标额度为1,000兆瓦,几乎全部被社区能源实体(超过99%的容量)获得,平均中标价格3.8欧分/度。

2017年11月22日,德国Bundesnetzagenturgo公布了最新一轮陆上风电招标的结果。招标超额认购:共计提交了210份出价总计2,591兆瓦,容量加权平均价格为每千瓦时4.02欧分(ct / kWh)。而招标额度为1,000兆瓦,几乎全部被社区能源实体(超过99%的容量)获得,平均中标价格3.8欧分/度。

2017年8月份的最终价格还是4.28欧分/度,3个月时间下降了10%,而相比5月份的招标价格(5.7欧分/度),更是下降了30%以上。

这个结果第一眼看上去非常让人吃惊。但是在理解这一“低价格”如何产生之前,我们需要就德国的风电招标体系以及这个价格本身如何理解做一个讨论。

首先,这一招标项目可以有4年半的时间去建设[1],并不意味着目前的状况。也就是说,可以到2022年之后建成就可以。参与投标的,已经中标的,无疑对未来的技术进步与成本下降有预期,并不对应于目前的风电成本。

其次,这一招标,根据德国可再生能源法EEG2017的规定,招的价格对应于计算市场溢价FiP(以月度为基础)的参考基准,仍旧存在补贴的可能。

也就是说,

市场溢价(如果为正) = 中标价格 – 平均电力价格(也就是电力的价值)

如果市场平价价格(月度)低于了这一3.8欧分,那么这些风电厂商就可以获得这一水平的收益,而如果高于了3.8欧分,其可以获得的收益将更大。相当于锁定了3.8欧分的固定收益。

当然,这其中仍旧有一个细节,那就是部分风电可能从市场中获得不了市场平均价格的收益(比如预测偏差过大,总是在市场低价的时候发电,而高峰时却发不出电),因此,风电本身的发电特性——需要在正确的时间多发电——仍旧是个风险。这一风险“锁定”是对整个市场的“平均”风电厂商而言的。

这个竞价的结果,基于德国招标体系设计的体系,其接近现实的理解,更应该是风电“投资”的最小价值保证。之所以说“最小”,在于其通过FiP,规避了市场价格向下波动的风险。它不是风电可以获得的期望收益(市场电价+计算得到的Premium)的表征,因此也无法代表其长期的度电平均成本。

那么,接下来的仍然存在的问题是:既然这样,为什么在短短几个月间(从2017年5月到11月),这一价格有如此大幅度(超过30%)的下跌。技术的进步,成本的下降是不可能这么快的,那么是何种因素导致了这一显著的变化。这是另外一个非常重要,同时充满无数细节的问题,特别是涉及到招标价格如何产生(比如,是Pay-as-bid还是总体出清边际价格,是否有其他规则影响投标行为)的方面。以后的专栏我们有机会再来继续讨论。

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