盖峰：看到这篇文章，不由得想到国内已经出现的零电价。但国内的零电价与德国的负电价的意义却完全不同：欧洲的负电价/零电价由市场定价，风电运营商只能被动接受;而中国的零电价则是风电运营商的主动行为。

　　自今年1月1日起，如果交易所负电价持续时长超6小时，德国风力发电场将不再获补贴。

　　《德国可再生能源法案》法案第24条自今年1月1日起正式施行。该条款规定：负电价若持续6小时以上，所有新的风力发电机组不再享受市场溢价补贴。风力发电企业有必要观察负电价发生的频率以计算是否仍有营利—同时考虑怎样的价格才合理。电价市场波动对风力发电场来说，可能意味着未来完全无利可图的窘境。

　　在德国直接销售模式下，市场溢价补贴作为管理费支付给发电场。此前欧盟委员会展开对《德国可再生能源法案》国家援助条例的研究，之后委员会决议取消这部分补贴。根据法案24条以及32条款相关规定，所有新的风力发电场这次都在“劫”难逃。

　　《德国可再生能源法案》(2014年版)第24条并未对负电价作出明确规定。几乎所有市场参与者都认定，以日前市场为负为准，大多数研究也是基于这个假设。就在2015年年末，政府在修订案中提出：2016年日前市场和当天市场必须同时在连续6小时内呈负电价，才终止市场红利。下图将展示过去日前价格和当日价格，从图中可以看出将会带来哪些新的风险，幸运的是，风险并不大。

　　根据法案第24条规定，理论上电价在2015年1月1日——12月31日会有所跌落。下图是这一年时间内电价跌落的理论时长。左侧Y轴表示持续6小时及以上负电价的总时长，右侧Y轴及蓝点表示日前价格和当日价格同时为负并且持续时间达6小时及以上的时段所占的百分比。

　　由此分析可知：

　　1、2015年，日前市场持续时长6小时及以上的负电价总时长达56小时(见左栏)。如果不加以纠正，这一时长的负电价将按照第24条法案处理;

　　2、在当日市场，符合法案第24条规定的总时长高达97小时(见中间栏);

　　3、而同时考虑日前市场、当日市场时，持续6小时的负电价总时长降至19小时(见右栏)，只有日前市场时长的三分之一(Y轴右侧显示百分比);

　　4、从行业历史来看，日前市场负电价达到6小时节点的频率自2013年就有所上升，而当日市场则是在2012年就开始上升——但是负电价同时在日前市场和当日市场持续6小时的频率并没有上升。实际上，两个市场同时为负的时长在2012年到2015年间变化幅度很大。这一变化给规划带来极大阻碍，尽管风电企业在其他方面很乐于接受这一政策变化;但新政策下，要计算未来营收与损失会愈发困难。预测不准将影响当日市场，进而影响两个现货市场负电价并存。

　　短期来讲，如果这些修正案正式成为法律，中断市场电价补贴的风险将会下降，但评估机会成本的风险将会更难预测。

　　长远来看，评估风险则会增加。各种长期的电力市场模型-例如由Enervis，EnergyBrainpool和Fraunhofer系统技术和创新研究所实施的模型-尽管各个研究对持续六小时负电价的频率意见不一，但全都指出接下来几年到几十年负电价将出现得更频繁。

　　投资者和风电场运营商在风险管理决策中应该考虑以下几点：

　　1、法案第24条颁布后，收益风险应该基于一系列可能的结果进行评估。

　　2、在与电力中间商缔结合同时，应包括法案第24条。也就是说，电场运营商和电力中间商共同承担收益风险，而且合约应当允许中间商基于第24条法案提出有效的定价策略。

　　3、评估法案24条的相关保险：目前已有公司出台提供法案第24条带来损失的相关保险。