来源:财经杂志
原标题:市场机制，欧洲可再生能源大发展的关键
政治意愿、补贴支持、市场机制和社会对高电价的容忍度，让欧洲完成了中国看似不可能完成的任务——高比例消费可再生能源。未来，市场机制的作用将更加关键。
文|秦岩
可再生能源尤其是风电和光伏在欧洲发展迅速，2020年发电量将占近40%，这与欧洲对可再生能源的鼓励政策密切相关。其中，2009年发布的可再生能源指令和欧盟的能源气候目标发挥了很大作用。
总体来看，欧洲国家可再生能源的激励政策经历了从政府大规模补贴到市场竞价的发展过程，促进了可再生能源逐步深入地参与电力市场，通过市场机制实现高效消纳。
可再生能源的快速发展，通过召集拍卖商人参与电力市场，也给电力市场带来了变化，导致日内市场更加活跃，交易品种更加精细化。另一方面，边际成本几乎为零的新能源拉低了电力现货市场价格，但补贴体现在消费端，推高了零售电价。
随着新能源成本降低，补贴下降，越来越多的公司提出碳中和目标或强制公布绿色电力份额，长期购电协议成为新能源进一步发展的常见市场机制，促进了无补贴新能源的发展。
欧洲可再生能源参与电力市场的发展过程表明，随着成本的降低，退款和提高市场化程度是可再生能源发展的必然趋势。同时，健全的电力市场机制是实现高比例可再生能源消费的有效保障，而现货电力市场是一种能够体现可再生能源发电极低边际成本优势的有效机制。
但欧洲从溢价补贴到拍卖补贴、PPA的兴起，也说明这个过程是逐渐发展的，仍然需要强有力的政策支持来扶马下路。在企业纷纷发布碳中和目标，加大绿色电力比重的背景下，PPA(长期购电协议)在欧洲越来越受欢迎，对无补贴新能源项目的发展起到了积极的推动作用，值得借鉴。
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欧洲国家已经取消了补贴。
欧洲新能源的发展也离不开补贴。各国实施的补贴机制包括配额制、绿色证书、固定上网电价、差价合约、溢价机制、竞价电价等。在可再生能源发展的不同阶段，分别采取不同的补贴政策，总的方向是逐步向市场化演进。
以英国为例。自2015年以来，英国停止了新建风电光伏项目的配额制度，也称为可再生能源义务机制。2017年将全面进入竞价确定价格、根据市场价格灵活调整电价补贴总需求的差价合约政策，即可再生能源发电企业通过竞价参与电力市场，与政府设立的差价合约交易公司签订购电协议，确定执行电价。
当市场参考价格低于执行价格时，政府补贴售电价格与执行价格的差价；当参考电价高于执行电价时，发电商需要向政府退还差价。市场上的参考电价可能与电力交易的实际价格不完全一致，但大致反映了市场价格的走势。在这种机制下，可再生能源发电商会尽可能接近参考电价进行竞价，从而获得差价合约的收益。
来源:联合王国BEIS
虽然电力市场价格每日波动，但差价合约机制保证了可再生能源发电企业的实际收益是一个固定的合约价格。同时，由于竞价机制引入了竞争，合同价格比固定补贴配额制更能反映真实发电成本，有助于减少可再生能源补贴和消费者的支付总额。
此前，英国将陆上风电和光伏列为成熟技术，排除在CfD招标之外，仅包括海上风电等新兴技术。然而，为了帮助实现“净零排放”的目标，英国宣布2021年将对陆上风电和光伏发电重新开放CfD招标，预计将拍卖12 GW的新项目。
与英国类似，德国通过相继修改《可再生能源法》，改变了补贴政策。首先实行固定上网电价，然后在2012年实行光伏发电的市场溢价机制，并陆续扩大范围。在此机制下，可再生能源企业的收入包括市场溢价补贴和电力市场售电收入。
2017年，德国正式结束以固定上网电价为主的政府定价机制，全面引入竞价补贴制度。中标项目享受20年竞价上网电价补贴率。主要原因是可再生能源规模越来越大，使得补贴资金连年上升，增加了消费者的电价支出，风电光伏等技术日趋成熟，工程造价日益降低，自身竞争力不断提高。
德国的投标补贴机制自实施以来，一直大行其道，投标激烈，平均投标价逐年下降。说明拍卖将进一步促进可再生能源向市场的推广，电价补贴能更准确地反映市场需求和真实发电成本。2020年可再生能源的拍卖也成功举行，没有受到疫情的影响。特别是光伏项目非常受欢迎，部分原因是疫情和供应链中断增加了用户对能源安全的关注。在12月举行的最新一次拍卖中，一个400兆瓦的陆上风电项目中标，电价从0.0559到0.0607欧元/千瓦时不等。中标的264 MW光伏项目电价在0.0488-0.0526欧元/千瓦时之间，比2015年下降了近一半。
近日，德国出台2021年版可再生能源法，计划从2021年起每年拍卖至少8GW的可再生能源项目，使2030年光伏总装机容量翻一番，达到100GW，其中陆上风电71GW，海上风电20GW，生物质发电8.4GW。届时，可再生能源将占发电量的65%。其他国家也不甘落后，纷纷承诺拍卖。据初步统计，2021年欧洲十国将拍卖至少40GW的风电光伏项目。荷兰、葡萄牙、丹麦和爱尔兰也将举行拍卖，具体容量尚未公布。这显示了在欧盟绿色新政和强有力的气候政策框架的推动下，成员国政府对可再生能源的大力支持。
02
灵活、实时和高效的电力市场
欧洲可再生能源参与电力市场的方式是随着补贴机制逐渐演变的。
发展初期，可再生能源成本高，直接参与电力市场不具备价格竞争优势。欧洲很多国家主要采用固定电价机制，由配电网运营商以固定价格购买可再生能源，输电网运营商统一带入现货市场。随着补贴机制的不断演变，欧洲国家的可再生能源越来越多地参与电力市场。因为边际成本很低，几乎为零，所以可再生能源通常是市场上最首选的电源。合同差价和溢价等补贴机制鼓励可再生能源生产商直接参与电力市场，利用其低边际成本价格竞争优势提高新能源消纳能力。
欧洲的电力市场相对成熟，中长期市场、现货市场和平衡市场相互协调，共同应对风电光伏波动输出特性对电力系统的影响。同时，欧洲高效互联电网链接统一电力市场，跨国输电发达，实现了可再生能源在更大范围内的配置。
电力市场也在不断发展，以更好地适应高波动性可再生能源的逐步增加。除了前一日市场，日内交易市场近年来也逐渐活跃起来，交易产品的类型也从竞价和小时合约扩展到更细分的15分钟和30分钟交易，这使得市场参与者能够在实时电力平衡之前最大限度地调整风电和光伏产量的预测误差。
以欧洲最大的现货电力交易所之一EPEX SPOT为例。近年来，其日内交易量有所增加，这也反映了可再生能源在电力市场中的参与程度越来越高。2020年前市场交易量为510.4TWh，覆盖德国、法国、英国、荷兰、比利时、奥地利、瑞士、卢森堡八个国家，其中德国份额最高。日交易量达到111.2 TWh，较2019年上涨21%。在日内市场的各类产品中，15分钟和30分钟短线交易产品的交易量逐渐上升，主要集中在德国。
来源:EPEX SPOT
目前，EPSpot交易所约有300家会员参与交易，大致可分为发电企业、金融机构、用户、电网运营商、集合竞价集合商。一般交易所设置一定的准入条件，引入集合竞价商户，方便小型可再生能源发电商参与电力交易，并作为其代理，帮助小型风电场在市场上售电，管理成本风险。
集合竞价可以与多个发电商签订集体代理合同，确定售电收入曲线和每兆瓦时电量的代理费用。然后在电力交易中参与日内市场等获得收益。一般来说，叫价拍卖商会尽量代理多个不同类型的发电商，比如有一定数量的新旧风电场，以提高效率，降低风险。
来源:EPEX SPOT
从德国电力交易量的数据中，也可以看出以看涨拍卖商家为代表的可再生能源发电商参与现货市场的动态趋势。2012年德国引入“直接市场交易”模式后，近期市场的集合竞价商户交易量激增，每月达到风力发电的70%以上，说明大部分风电场参与了交易。随着风电装机的增加，每月风力发电量从2010年的3 TWh增加到2019年的16 TWh。前几天市场上销售的风电竞价量和风电出力的走势也大致相同。与此同时，可再生能源发电商继续通过重用日内市场来调整预测误差，以降低潜在的不平衡成本。
资料来源:EPEX SPO，单位:TWh
03
批发电价较低，零售电价较高。
可再生能源在电源结构中的比重越来越高，其边际成本接近于零。对成本决定结算单位和价格的电力市场也有影响，主要表现为现货电价将陆续下调。一是白天光伏出力最丰富，更容易替代原本作为调峰机组的气电和抽水蓄能机组，降低高峰负荷电价。2019年之前，高峰市场负荷年平均价格为40.5欧元，比2011年下降了16欧元。二是可再生能源作为优先机组先调度，风电光伏出力大后负荷低容易造成电价为负，拉低年平均价格。
2013年德国只有64小时的负电价，这两年逐渐增加到150小时以上，2020年超过200小时。德国新通过的可再生能源法规定，如果电价连续15分钟为负，可再生能源发电机将不再享受补贴。这一新规则仅适用于2021年后新建的项目，现有项目仍按照此前的‘六小时负电价取消补贴’规定，但这一规则可能会略微降低电价小时数。
虽然高比例的可再生能源会降低现货电价，但不断增加的可再生能源补贴会逐渐体现在消费端，这一点从欧洲国家的零售电价就可以体现出来。德国和丹麦，以及居民电价较高的西班牙和英国，都是风电和光伏比例较高的国家，部分原因是原有税费比例较高。
同时，可再生能源的波动性也会影响电网的安全约束，需要更加灵活的机组。英国最新研究报告显示，尽管近年来现货电力市场平均电价较低，经常出现负电价，但随着波动性可再生能源比例的增加，英国电力系统的平衡成本增加了20%，平均约为每兆瓦时5英镑，高于往年1英镑的水平。2021年1月初，因为寒潮导致叠加风电出力低，英国电力供应紧张，电网一周内两次发出缺电预警。1月8日，平衡市场的晚高峰价格飙升至每兆瓦时4000英镑，所有这些增加的成本都将或多或少地转移到消费者的账单上。
图5:欧洲主要国家与中国居民电价对比
资料来源:欧盟统计局2020，中国国家电网公司
04
长期购电协议越来越受欢迎。
随着越来越多的项目达到电网平价，政府补贴逐渐减少，促进了可再生能源项目的市场化。无补贴的可再生能源购买协议在欧洲越来越受欢迎。因为越来越多的公司做出了碳中和承诺，加入了RE100全球可再生能源倡议，或被法律要求公布其可再生能源在能源消耗或电力消耗中的比例，以进一步推动PPA采购可再生能源。
2013年，欧洲只有三个国家开发了PPA项目，2020年这一数字增加到13个。截至2020年底，PPA在欧洲采购的累计装机容量已从100 MW增加到11 GW，145个项目中70%为风电项目。西班牙和德国在采购量上遥遥领先。这极大地促进了无补贴商业可再生能源项目的发展。
PPA项目很受欢迎，就连波兰这个煤电大国也紧跟其后。今年1月28日，德国光伏巨头BayWa宣布在波兰签署首个无补贴的PPA光伏项目。位于德国和波兰边境的Witnica光伏电站将为海德堡水泥集团下属的波兰Górade水泥厂提供绿色电力。计划7月并网发电，合同期10年。BayWa表示，其目标是未来五年在波兰开发超过1GW的光伏和风力发电项目。
PPA是一种长期购电协议，企业与独立发电商、公用事业公司或金融公司签订协议，承诺在约定期限内以固定价格购买一定数量的可再生能源电力。大工业用户也会签订一些直购电协议，锁定长期电价，规避风险，保证绿色用电。实际上，PPA有很多种，可以分为实体PPA和虚拟PPA。合同条款包括，例如，合同期限、电量、电价、绿色证书价格、交货期限、交货地点等。，成为买卖双方进行电力购销和银行融资的依据。
实体PPA是指售电方和购电方直接签约，然后售电方与电网公司沟通，将电交付给购电方。一般两者会在同一个市场区域，协议通常持续15到20年。这种方式的缺点是协议项目庞杂。虚拟PPA是企业与售电方签订的金融差价合约。企业通过合同以给定的价格购电，售电方需要与电网公司签订独立的授权管理合同，通过该合同可以获得即期付款。
虚拟合同可以让跨国公司签署PPA的风力发电和光电项目。例如，德国公司从北欧国家或西班牙购买绿色电力，这促进了PPA的快速发展，而不必坚持在当地出售电力。借助欧洲统一的电力市场和丰富的电力金融产品，绿色电源证书也发挥了很大作用。
在虚拟PPA契约机制下，售电方和用电方不需要位于同一个电网甚至同一个电力市场的竞价区域，具有很高的灵活性。上面提到的波兰光伏电站PPA是一个虚拟合同。固定价格的虚拟PPA类似于差价合约。买方向卖方的风电场或光伏电站支付固定价格，收益为电力现货市场价格和绿色证书。
售电方和用电方也可以同时参与电力市场，前者售电，后者向供电公司购电。相比之下，虽然实体PPA也可以参与电力公司向购电方收取套期中介费的方式，将售电方波动的电价变成平滑的固定价格曲线，而售电方提供绿色证书，但其灵活性仍不及虚拟PPA。
资料来源:共同社
原载于2021年2月1日《财经》杂志。
本文作者是Luft首席电力和碳分析师、牛津能源研究所客座研究员。
