سازوکار قراردادهای مابه‌التفاوت دوطرفه؛ چگونه بازار برق و قبوض مصرف‌کنندگان تثبیت می‌شوند؟

سرمایه‌گذاران برای پیشبرد پروژه‌های زیرساختی و سرمایه‌بر انرژی تجدیدپذیر، نیازمند افق درآمدی بلندمدت و قابل پیش‌بینی هستند؛ امری که بازارهای نوسانی و کوتاه‌مدت برق اساساً از ارائه آن ناتوانند. در غیاب یک کف قیمتی تضمین‌شده، هزینه تأمین مالی برای احداث مزرعه بادی فراساحلی یا نیروگاه هسته‌ای به حدی صعود می‌کند که ورود سرمایه بخش خصوصی را غیرممکن می‌سازد.[1]

با این حال، تضمین درآمد از طریق یارانه‌های مستقیم و بدون تعدیل، در هنگام اوج‌گیری ناگزیر قیمت‌های عمده‌فروشی، هزینه گزافی را بر دوش مشترکان تحمیل خواهد کرد. بنابراین، استقرار سازوکاری چندوجهی ضرورت دارد تا فاصله میان نیاز توسعه‌دهنده به بازدهی پیش‌بینی‌پذیر و اتکاپذیر بانکی و خواسته مشترکان برای مصونیت از جهش‌های قیمتی را پوشش دهد.[1]

قرارداد مابه‌التفاوت دوطرفه (CfD) اکنون به راهکار تنظیم‌گری استاندارد برای این چالش بنیادی بدل شده است. این ابزار از طریق تسویه تفاوت میان یک نرخ هدف ثابت و قیمت متغیر بازار، علاوه بر پایدارسازی درآمد نیروگاه، سودی منطقی برای آن تعیین کرده و مازاد درآمد را مهار می‌کند.[2]

اتحادیه اروپا در چارچوب اصلاحات بنیادین طراحی بازار برق خود، قراردادهای CfD دوطرفه را به‌عنوان سازوکار پیش‌فرض حمایت از تمامی ظرفیت‌های کم‌کربن جدید تعیین کرده است. این ساختار به‌سرعت در حال تبدیل شدن به شالوده مالی گذار جهانی انرژی است و به‌تدریج جایگزین تعرفه‌های خرید تضمینی پیشین می‌شود.[5]

سازوکار قیمت توافقی و کشف نرخ

هسته اصلی هر قرارداد مابه‌التفاوت، «قیمت مبنا» یا قیمت توافقی (Strike Price) است؛ یعنی نرخی ثابت و تضمین‌شده به ازای هر مگاوات‌ساعت که بهره‌بردار نیروگاه در کل دوره اجرایی قرارداد بابت برق تولیدی خود دریافت خواهد کرد.[2]

این قیمت تضمینی معمولاً در یک فرایند مناقصه معکوس کاملاً رقابتی تعیین می‌شود. دولت ابتدا سقفی اداری برای نرخ اعلام می‌کند و سپس توسعه‌دهندگان پیشنهادهای مهروموم‌شده خود را حاوی کمترین نرخ تضمینیِ لازم برای توجیه‌پذیر کردن طرح و جلب نظر وام‌دهندگان ارائه می‌دهند.[7]

در دور ششم تخصیص بریتانیا (AR6) در سال ۲۰۲۴، سقف اداری قیمت مبنا برای باد فراساحلی ثابت معادل ۷۳.۰۰ پوند به ازای هر مگاوات‌ساعت تعیین شد. رقابت فشرده میان توسعه‌دهندگان، نرخ پایانی کشف‌شده را تا ۵۸.۸۷ پوند به ازای هر مگاوات‌ساعت کاهش داد.[7]

این نرخ تضمینیِ متصل به تورم، به توسعه‌دهندگان امکان می‌دهد تسهیلاتی با بهره به‌مراتب پایین‌تر از نهادهای مالی دریافت کنند. پایداری جریان درآمدی طی بازه استاندارد ۱۵ ساله، صرف ریسک بدهی پروژه را به حداقل می‌رساند و در نهایت بهای کل گذار انرژی را می‌کاهد.[1]

محاسبه و رصد قیمت مرجع

ضلع دوم این معادله، «قیمت مرجع» (Reference Price) است؛ متغیری که میانگین قیمت بازار عمده‌فروشی برق را در دوره‌ای مشخص منعکس می‌سازد و بر مبنای داده‌های شفاف بازارهای روز پیش‌رو و درون‌روز بورس‌های انرژی محاسبه می‌شود.[2]

نیروگاه‌هایی که تحت این قراردادها فعالیت دارند، برق فیزیکی خود را مستقیماً به نهاد دولتی طرف قرارداد نمی‌فروشند؛ بلکه تولید روزانه خود را طبق معمول در بازار آزاد عمده‌فروشی و با نرخ‌های لحظه‌ای و در حال نوسان عرضه می‌کنند.[4]

در این فرایند، قیمت مرجع صرفاً نقش یک شاخص مالی برای ارزیابی دریافت‌های نیروگاه را ایفا می‌کند تا مشخص شود دریافتی بازار از نرخ تضمینی بیشتر بوده است یا کمتر. تفاضل محاسبه‌شده میان این دو نرخ، ماشه تسویه مالی قرارداد را فعال می‌سازد.[2]

پایش دقیق قیمت مرجع متکی بر جریان داده‌های مستحکم و شاخص‌های آماری بسیار شفاف است. رگولاتورها موظفند تطابق کامل این شاخص با شرایط واقعی دادوستد را تضمین کنند تا سازوکار تسویه کاملاً عینی، قاعده پسِند و به دور از هرگونه دستکاری قیمتی باقی بماند.[4]

جریان تسویه متقارن و دوطرفه

شاخصه برجسته مدل‌های مدرن CfD، ساختار تسویه متقارن و دوطرفه آن‌هاست. هنگامی که بهای عمده‌فروشی مرجع به زیر قیمت تضمینی سقوط می‌کند، نهاد تسویه دولتی کسری درآمد را دقیقاً پرداخت می‌کند تا نیروگاه دچار زیان نشود.[1]

این سپر دفاعی پایین‌دستی مانع از ضربه خوردن سازندگان در هنگام سقوط بازار می‌شود. به عنوان نمونه، چنانچه مازاد تولید باد در منطقه‌ای قیمت عمده‌فروشی شبکه را به شکل مقطعی فرو بنشاند، نیروگاه همچنان از طریق پرداخت جبرانی دولت به بازده مصوب خود دست می‌یابد.[4]

در نقطه مقابل، با عبور قیمت مرجع از نرخ توافقی، مسیر جریان وجه نقد فوراً معکوس می‌شود؛ تولیدکننده ملزم است مازاد درآمد را به نهاد دولتی بازگرداند تا سود نیروگاه در سقف نرخ توافقی مهار شود و از دریافت سودهای غیرمنتظره جلوگیری به عمل آید.[1]

این چتر حمایتی بالادستی مستقیماً برای محافظت از مصرف‌کنندگان نهایی در برابر جهش‌های ناگهانی بازار طراحی شده است. در بحران انرژی سال ۲۰۲۲ که جهش بهای گاز نرخ برق را به ارقام بی‌سابقه‌ای رساند، مزارع تجدیدپذیر سنتی فاقد CfD دوطرفه سودهای گزافی را از جیب عموم کسب کردند.[1]

پایدارسازی قبوض مصرف‌کنندگان

وجوه گردآوری‌شده از ژنراتورها در دوران گرانی برق، صرف درآمدهای عمومی دولت نمی‌شود؛ بلکه عموماً به شرکت‌های توزیع و خرده‌فروشان بازمی‌گردد که قانوناً مکلفند تخفیف مربوطه را در صورت‌حساب مشترکان اعمال کنند.[2]

در بریتانیا، آفجم (Ofgem)، نهاد تنظیم‌گر بازار انرژی، منافع حاصل از CfD را به شکل مشخص در سقف قیمت برق خانگی می‌گنجاند. طی تلاطم‌های شدید بازار، بازپرداخت‌های گسترده نیروگاه‌ها سقف قیمت مصرف‌کننده را مهار کرد و میلیاردها پوند صرفه‌جویی برای خانوارها رقم زد.[7]

بر اساس گزارش جامع «پروژه امداد مقرراتی» (RAP)، این سازوکار دوطرفه به‌عنوان یک ابزار کارآمد دولتی برای تقسیم ریسک عمل می‌کند؛ ابزاری که قادر است توأم با پوشش ریسک سرمایه‌گذاران، مصرف‌کنندگان را نیز در فازهای جهش بازار به‌خوبی حمایت کند.[1]

با این همه، اجرای این فرایند کاملاً بدون هزینه برای مشترکان نیست. در دوره‌هایی که قیمت‌های عمده‌فروشی برای مدتی مدید افت می‌کند، منابع مورد نیاز برای پرداخت مابه‌التفاوت به ژنراتورها ناگزیر در قالب عوارض به قبوض مشترکان اضافه می‌شود.[1]

انحرافات بازار و چالش قیمت‌های منفی

قراردادهای CfD در کنار تمامی این کارکردها، انحرافاتی مشخص را در بازار کوتاه‌مدت برق ایجاد می‌کنند. از آنجا که مجموع عایدی نیروگاه در رقم قیمت توافقی تثبیت شده، انگیزه اقتصادی چندانی برای توجه به علائم دینامیک بازار یا الزامات شبکه احساس نمی‌شود.[5]

در غیاب شروط پیشگیرانه حقوقی، این سازوکار حمایتی ممکن است انگیزه نامتقارنی ایجاد کند که نیروگاه حتی با وجود منفی شدن ارزش اقتصادی برق به تزریق به شبکه ادامه دهد؛ رفتاری که تعادل شبکه را برهم می‌زند و به مداخلات پرهزینه دیسپاچینگ می‌انجامد.[3]

پدیده قیمت منفی زمانی پدید می‌آید که مازاد شدید تولید تجدیدپذیر با افت مصرف هم‌زمان شده و ظرفیت جذب در خطوط انتقال تکمیل شود. در صورت تضمین همیشگی پرداخت‌ها، توربین بادی حتی در اوج فشار بیش از حد بر شبکه از مدار خارج نخواهد شد.[4]

برای رفع این ناهنجاری ساختاری، در قراردادهای مدرن CfD تصریح شده که در صورت تداوم نرخ‌های منفی بازار برای ساعاتی معین، پرداخت‌های جبرانی دولت به حالت تعلیق درمی‌آید تا اپراتورها موظف به محدودسازی خروجی شوند و انضباط به بازار بازگردد.[3]

نهادهای ناظر بازنگری در این مقررات تحدید تولید را با هدف هدایت بهینه منابع سرمایه‌ای دنبال می‌کنند. قرار دادن تولیدکنندگان در معرض بهای حقیقی مازاد عرضه، مشوقی قدرتمند جهت استقرار سیستم‌های ذخیره‌ساز باتری در مجاورت مزارع بادی و خورشیدی است.[5]

وقتی بهره‌بردار مزرعه بادی بداند درآمد تضمینی در شرایط قیمت منفی قطع خواهد شد، انگیزه مالی سرراستی پیدا می‌کند تا مازاد برق را ذخیره ساخته و آن را هم‌زمان با جهش دوباره تقاضا به شبکه تزریق کند.[5]

افق قراردادهای بلندمدت در گذار انرژی

همگام با شتاب‌گیری روند کربن‌زدایی در جهان، سهم و حجم برق تحت پوشش این قراردادها رشد خیره‌کننده‌ای خواهد داشت. برآورد تحلیل‌گران نشان می‌دهد این سازوکار در کنار قراردادهای دوجانبه خرید برق شرکتی (PPA)، باید سهم عمده سرمایه‌گذاری مورد نیاز تا سال ۲۰۵۰ را تأمین کنند.[2]

سیاست‌گذاران هم‌اکنون به دنبال اصلاحات ظریف‌تر در الگوی کلاسیک CfD هستند. از جمله ایده‌های مطرح، مشارکت‌دادن نیروگاه در درصد محدودی از ریسک قیمت بازار یا تدوین ساختارهای کف‌وسقف (Cap-and-Floor) است تا نیروگاه ضمن برخورداری از حاشیه سود بازار، مصرف‌کننده را نیز محافظت کند.[2]

هدف غایی، ایجاد پیوند بهینه میان امنیت مالی طرح و کارایی عملیاتی آن در شبکه است. یک ساختار بازنگری‌شده باید درآمد لازم برای احداث نیروگاه را تضمین کند، اما در عین حال انگیزه تولید در زمان نیاز واقعی شبکه را تضعیف نسازد.[4]

با نوسان در بهای تجهیزات و تداوم فشارهای تورمی در زنجیره تأمین، سقف‌های اداری معین‌شده توسط دولت‌ها ناچار به تغییر و انعطاف هستند. شکست دور پنجم تخصیص در بریتانیا که به‌دلیل قیمت‌گذاری بسیار پایین با عدم حضور توسعه‌دهندگان روبه‌رو شد، نشانه حساسیت بالای این توازن است.[7]

تصحیح بهنگام سقف‌های قیمتی در ادوار پسین اثبات کرد که ساختار مناقصه از قابلیت خودترمیمی برخوردار است. قرارداد مابه‌التفاوت دوطرفه با این تکامل مستمر، همچنان مهم‌ترین مفصل اتصال مالی میان آرمان‌های اقلیمی و واقعیت‌های سخت اقتصاد انرژی باقی خواهد ماند.[6]