政治意愿、補貼扶持、市場機制、社會對高電價的承受力，讓歐洲完成了在中國看似不可能完成的任務——高比例消納可再生能源。越往后，市場機制的作用越關鍵
文| 秦炎
可再生能源——尤其是風電和光伏——在歐洲發展迅速，2020年發電量占比已經近40%，這與歐洲對可再生能源的激勵政策密不可分，其中2009年發布的可再生能源指令和歐盟的能源氣候目標起到了很大的作用。
總體來看，歐洲各國可再生能源的激勵政策，經歷了從大規模的政府補貼到市場競價的發展過程，推動可再生能源逐步深度參與電力市場，通過市場機制實現高效消納。
可再生能源的快速發展，通過集合競價商參與電力市場，也對電力市場帶來了變化，導致日內市場愈發活躍，交易品種也更加精細。另一方面，邊際成本幾乎為零的新能源拉低了電力現貨市場價格，但補貼在消費端體現，零售電價被推高。
隨著新能源成本降低、補貼退坡，以及越來越多公司提出碳中和目標或強制公布綠電份額，長期購電協議（PPA）日益壯大，成為當前新能源進一步發展的常見市場機制，推動了無補貼新能源的發展。
歐洲可再生能源參與電力市場的發展歷程表明，隨著成本下降，退補和提高市場化程度是可再生能源發展的必然趨勢。同時，健全完善的電力市場機制是實現高比例可再生能源消納的有效保障，電力現貨市場是能夠反映可再生能源發電極低邊際成本優勢的有效機制。
但是歐洲從溢價補貼到拍賣補貼和PPA的興起，也說明了這個過程是逐漸發展的，扶上馬再送一程，仍然需要有力的政策支持。在企業紛紛出臺碳中和目標和提高綠色電力比例的大背景下，長期購電協議PPA在歐洲越來越流行，對推動無補貼新能源項目的發展起到了積極作用，值得參考。
01
補貼在歐洲各國陸續退出
歐洲新能源的發展同樣離不開補貼。各國實施的補貼機制包括配額制，綠證，固定上網電價，差價合約，溢價機制，招標電價等，在可再生能源發展的不同階段，分別采取不同的補貼政策，大方向是逐步向市場化演變。
以英國為例，2015年起英國陸續停止了新建風電光伏項目的配額制，也稱可再生能源義務機制。并在2017年完全進入以招標確定價格、依據市場價格靈活調整電價補貼總需求的差價合約（Contract for Difference， CfD） 政策，即可再生能源發電企業通過競價參與電力市場，并與政府成立的差價合約交易公司簽訂購電協議，確定執行電價（Strike price）。
當市場參考電價低于執行電價時，由政府向發電商補貼電力售價與執行價之間的差價；當參考電價高于執行電價時，發電商需要向政府退還差價。市場參考電價不一定和電力交易的實際價格完全一致，但是大致反映了市場價格走勢。在此機制下，可再生能源發電商會盡量以接近參考電價的水平競價，從而獲得差價合約的收益。
資料來源 英國BEIS
雖然電力市場價格每日波動，差價合約機制確保可再生能源發電企業的實際收益為固定的合同電價。同時因為招標機制引入了競爭，所以合同價能比固定補貼的配額制更好地體現真實發電成本，有助于降低可再生能源補貼和消費者的總支付費用。
英國之前把陸上風電和光伏歸類為成熟技術，排除在CfD競標之外，只包括海上風電這樣的新興技術。但是為了助力“凈零排放”目標的實現，英國宣布2021年CfD招標重新向陸上風電和光伏發電開放，預期將拍賣12 GW新項目。
和英國類似，德國通過陸續修改可再生能源法，改變補貼政策。先實行固定上網電價，然后在2012年對光伏發電開始實施市場溢價機制，陸續擴大范圍。這一機制下，可再生能源企業的收入包括市場溢價補貼和電力市場售電的收入。
2017年德國正式結束基于固定上網電價的政府定價機制，全面引入招標補貼制度，中標項目將享有20年競標電價補貼費率。主要原因是可再生能源的規模增大，使得補貼資金連年上漲，增加消費者電價支出，以及風電光伏等技術日益成熟，項目成本日益降低，自身競爭力不斷提高。
德國的招標補貼機制自實施以來，廣受歡迎，投標十分激烈，平均中標價格也逐年下降。體現出拍賣將可再生能源進一步推向市場，電價補貼能更準確地反映市場需求及真實的發電成本。2020年的可再生能源拍賣也都成功舉辦，并未受到疫情的影響。尤其是光伏項目大受歡迎，部分也是因為疫情和供應鏈的中斷提高了用戶對能源安全的重視。在12月份舉辦的最新一輪拍賣中，最終有400 MW陸上風電項目中標，電價在0.0559至0.0607歐元/kWh。中標的264 MW光伏項目的電價在0.0488至0.0526歐元/kWh，比2015年下降了近一半。
德國最近出臺了2021版可再生能源法，計劃2021年起每年拍賣至少8GW的可再生能源項目，實現在2030年光伏裝機總量翻倍到100GW，陸上風電為71GW，海上風電為20GW，生物質能發電裝機增加到8.4GW，屆時可再生能源占發電比達到65%。而其他國家也不甘落后，紛紛承諾了拍賣，據初步統計歐洲十國在2021年將拍賣至少40GW風電光伏項目。荷蘭，葡萄牙，丹麥和愛爾蘭也將會舉行拍賣，還沒有公布具體容量。這顯示了在歐盟綠色新政以及有力的氣候政策框架的推動下，成員國政府對可再生能源的大力支持。
02
靈活多樣、實時高效的電力市場
可再生能源在歐洲參與電力市場的方式也隨著補貼機制逐漸演變。
在發展初期，可再生能源成本較高，直接參與電力市場沒有價格競爭優勢，歐洲許多國家主要采用固定電價機制，由配電網運營商以固定價收購可再生能源，由輸電網運營商統一納入現貨市場。隨著補貼機制不斷演變，歐洲各國的可再生能源參與電力市場的程度越來越高。因為邊際成本很低幾乎接近零，所以可再生能源在日前市場通常是最優先競價上網的電源。差價合約和溢價等補貼機制都鼓勵可再生能源發電商直接參與電力市場，利用其低邊際成本的價格競爭優勢，提高新能源消納能力。
歐洲電力市場相對成熟，中長期市場，現貨市場和平衡市場協調配合，共同應對風電光伏波動性出力特性對電力系統的沖擊。同時歐洲高效互聯電網鏈接統一電力市場，跨國輸電發達，實現了更大范圍之內配置可再生能源。
電力市場也不斷發展，來更好的適應波動性較大的可再生能源發電量的逐漸增加。除日前市場外，日內交易市場近年來逐漸活躍，交易產品種類也從拍賣和小時合約擴展到更細分的15分鐘和30分鐘交易，使得市場參與者能夠在實時電力平衡前最大限度的調整風電和光伏出力的預測誤差。
以歐洲最大的電力現貨交易所之一EPEX SPOT為例，其日內市場交易量近年來遙遙上升，也反映了可再生能源參與電力市場的程度越來越高。2020年日前市場交易量為510.4TWh，覆蓋德國、法國、英國、荷蘭、比利時、奧地利、瑞士和盧森堡八個國家，其中德國份額最高。日內交易量達到了111.2 TWh，同比2019年上升21%。而在日內市場的各種產品中，15和30 分鐘短期交易產品的交易量也逐漸上漲，也主要以德國為主。
資料來源： EPEX SPOT
EPEX SPOT交易所目前約有300名會員參與交易，大致可以分為發電企業，金融機構，用戶，電網運營商，和集合競價商Aggregator等。交易所一般都設定一定的準入條件，而集合競價商的引入，便利了小型可再生能源發電商參與電力交易，作為他們的代理，協助如小型風電場在市場售電和管理平衡成本風險。
集合競價商可以和多個發電商簽訂集合的代理合同，確定售電收入曲線，以及每兆瓦時電量的代理費用。然后在電力交易所參與日前日內市場等，獲取收入。一般來說，集合競價商會盡量代理不同類型的多個發電商，比如新舊風電場都有一定的數量，來提高效率降低風險。
資料來源： EPEX SPOT
從德國電力交易量數據也可以看出集合競價商代表的可再生能源發電商參與現貨市場的動態走勢。2012年德國引入“直接市場交易”模式之后，集合競價商在日前市場的交易量激增，每月可以達到風力發電的70%以上，說明大多數風電場參與了交易。每月的風力發電量從2010年的3 TWh，隨著風電裝機的增加持續上升，在2019年達到了16 TWh。日前市場出售風電（黃線）的投標量和風電出力趨勢（綠線）也大致一致。同時，可再生能源發電商再利用日內市場（紫線）繼續調整預測誤差（綠線和黃線之間的差值），減少潛在的不平衡費用。
資料來源：EPEX SPO，單位：TWh
03
批發電價走低，零售電價升高
可再生能源在電源結構中所占比例越來越高，其邊際成本又接近于零，對于以成本決定出清機組和價格的電力市場也有影響，主要表現在會陸續拉低現貨電價。第一，白天光伏出力表現最為充分，更容易替代原本作為調峰機組的成本較高的氣電和抽水蓄能機組，壓低峰值負荷電價。2019年日前市場峰值負荷年均價為40.5歐元，比2011年降低了16歐元。第二，可再生能源作為優先機組先被調度，在風電光伏出力較大再遇上負荷較低的時段，容易引發負電價，這就拉低了年度平均價格。
2013年德國全年只有64個小時為負電價，陸續增加到近兩年的150小時以上，在2020年則突破了200小時。德國最新通過的可再生能源法，提出如果連續15分鐘為負電價，那么可再生能源發電方就不再享受補貼。這一新規則只適用于2021年后新建的項目，已運營的項目仍然按照之前的’連續六小時負電價取消補貼額’規定，但是這一規則有可能會略減負電價的小時數。
雖然高比例可再生能源會降低現貨電價，但是日益增加的可再生能源補貼會逐漸反映在消費端，這從歐洲各國的零售電價可以反映出來。居民電價較高的德國和丹麥，以及西班牙和英國，都是風電光伏比例較高的國家，部分也因為本來稅費占比就高。
同時，可再生能源的波動性也會對電網安全約束造成影響，需要更多的靈活性機組。英國最新研究報告指出，盡管近年來電力現貨市場平均電價走低以及負電價頻發，英國電力系統的平衡成本隨著波動性可再生能源比例的提高已經比之前增加了20%，平均約為5英鎊每MWh，高于前些年的1英鎊的水平。2021年1月初，因為寒潮影響疊加風電出力低，英國電力供給緊張，電網一周內兩次發布缺電警告，1月8日的平衡市場晚高峰價格飚升為4000英鎊每MWh，這些增加的成本都或多或少會轉移至消費者帳單。
圖5：歐洲主要國家與中國居民電價比較
數據來源：Eurostat 2020、中國國家電網公司
04
長期購電協議越來越受歡迎
隨著越來越多的項目達到電網平價，政府補貼也逐漸降低，推動可再生能源項目市場化，無補貼可再生能源購電協議（Power purchase agreement， PPA）在歐洲越來越受歡迎。也因為越來越多的公司提出了碳中和承諾，加入RE100全球可再生能源倡議，或者在法律上被強制要求公布其可再生能源在能耗或電耗中的占比，進一步推動企業可再生能源 PPA 采購。
2013 年，歐洲只有 3個國家開發了PPA項目，2020年增至 13 個。歐洲企業PPA采購累計裝機容量從100 MW上升到2020年底的11 GW， 145個項目中的70%為風電項目。西班牙和德國的采購量遙遙領先。這大力推動了無補貼的商業可再生能源項目的發展。
PPA項目大受歡迎，連煤電大國波蘭都緊追直上。今年1月28日德國光伏巨頭BayWa 宣布簽訂了波蘭第一個無補貼的PPA光伏項目。位于德波邊境的65MW的Witnica光伏電站將提供綠電給海德堡水泥集團下屬波蘭的Górade水泥廠，計劃在7月接入電網，合同期為10年。BayWa表示，其目標是在未來五年內在波蘭發展超過1GW的光伏和風電項目。
PPA即長期購電協議，企業與獨立的電力生產商、公用事業公司或金融公司簽署協議，在約定期限內以固定價格承諾購買一定數量的可再生能源電力。大的工業用戶也會簽一些直接購電協議，以鎖定長期電價，規避風險，同時保證了綠色電力消費。實際中，PPA的種類有很多，可以分為實體PPA（Sleeved or physical PPA） 和虛擬PPA（Synthetic or virtual PPA）。合同條款包括如合同期、電量、電價、綠證價格、交割期、交割點等，成為買賣雙方電力購售和銀行融資的基礎。
實體PPA就是售電方和購電方直接簽訂，然后售電方再和電網公司溝通將電力輸送給給購電方，一般兩者會在同一個市場區域，協議通常為15到20年，該方法的劣勢在于協議條目繁多冗雜。而虛擬PPA則是一種由企業和售電方簽署的金融差價合約，企業通過合約給定價格購電，售電方需要一份與電網公司簽署的一份獨立的授權管理合同，通過此合同來獲得即期付款。
虛擬合同能夠使得跨國企業可以簽訂風電光伏PPA項目，比如德國企業采購北歐國家或者西班牙的綠電，推動了PPA的快速發展，不用拘泥于本地發售用電。這既借助于歐洲統一電力市場和豐富的電力金融產品，綠電來源證書（Guarantee of Origin，GO）也起到了很大的作用。
虛擬PPA合同機制下，售電和用電方不需要位于同一電網甚至同一電力市場競價區域，靈活性很高。上文提到的波蘭光伏電站PPA就是虛擬合同。固定價格的虛擬PPA近似于差價合約。購電方支付固定價格給售電方的風電場或光伏電站，收入則為電力現貨市場價格以及綠證。
售電和用電方還可以同時參與電力市場，前者售電，后者從供電公司購電。相比之下，實體PPA雖然也可以參用電力企業向購電方收取sleeve中介費用的方式，來把售電側的波動電價轉為平滑的固定價格曲線，同時售電方提供綠證，但是靈活性還是不如虛擬PPA。
資料來源：KYOS
原載2021年2月1日《財經》雜志
