新能源行業(yè)專題報告：剖析綠電價值探求運營商收益率演變

新能源行業(yè)專題報告：剖析綠電價值，探求運營商收益率演變初衷：剖析綠電價值，探索運營商收益率演變電力是碳排放的最大來源，電力是碳排放的最大來源。因此，綠電板塊備受關(guān)注，但是總有些疑問縈繞在腦海：何種交易機制能促進綠電合理發(fā)展？在競價配置和市場化推進過程中，綠電盈利能力將如何演變？綠電板塊估值怎么給？我們寫這篇報告的初衷是想通過國內(nèi)外對比，撥云見日，為綠電的投資發(fā)展貢獻一份力量。風力和光伏發(fā)電成本持續(xù)下行。2011-2020年，我國陸上風電平均裝機成本由1459美元/kW下降為1264美元/kW，下降13.4%；LCOE（平準化度電成本）由0.066美元/kWh下降至0.033美元/kWh，下降50%。2011-2020年，我國光伏發(fā)電平均裝機成本由3458美元/kW下降為651美元/kW，下降81%；LCOE（平準化度電成本）由0.248美元/kWh下降至0.0438美元/kWh，下降82%。補貼階段，風電和光伏電價隨成本下行，運營商收益率基本維持穩(wěn)定。2009-2020年，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類資源區(qū)風電標桿電價分別下降下降43%、37%、34%、23%；Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類資源區(qū)光伏標桿電價分別下降61%、58%、51%。由于裝機成本下降，新能源運營商的收益率保持穩(wěn)定。三峽能源

ROE保持在8%-10%，太陽能公司ROE保持在7%-8%。作為未來的主體能源，市場化交易有助于新能源消納。2021年全年看棄風率仍有改善，但從逐月數(shù)據(jù)看，棄風棄光在個別月份有加重跡象。特別是在冬季風電利用率有所下降，夏季光伏利用率有所下降。參與市場化交易可以引導(dǎo)用電側(cè)據(jù)“風”據(jù)“光”生產(chǎn)，解決新能源消納問題。市場化交易將充分反映電力的供需、成本和品質(zhì)。我們認為，綠電價值=電能價值+環(huán)境價值-非自身支出輔助服務(wù)成本，綠電價格需要綜合考慮電力供需匹配、碳排放控制強度等因素。以山東現(xiàn)貨市場的數(shù)據(jù)為例，光伏發(fā)電出力較大時間段，電力供大于求，電價將大幅降低。隨著新能源項目競價配置和市場化交易推進，綠電電價、收益率將如何演變？我們接下來的篇幅，將對此研究分析?；赝何覈G電交易發(fā)展步步為營從“補貼”到“綠證+配額制”，政策支持促進綠電快速發(fā)展探索“綠證”補償代替補貼。2006年,《可再生能源法》實施以來，在可再生能源電價補貼、保障性收購等政策支持下，我國可再生能源電力市場規(guī)模迅速增加。隨著裝機不斷擴大,補貼規(guī)模和缺口也在加大，如何解決補貼缺口成了首要問題。新能源裝機成本不斷降低，自2016年起行業(yè)補貼逐漸退坡。為促進可再生能源消納，引導(dǎo)市場化綠電溢價補償，緩解補貼壓力。2017年我國在全國范圍內(nèi)試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)和自愿認購，建立了綠色證書核發(fā)和認購平臺及交易體系，并于當年7月正式啟動交易認購。綠色證書交易體系基本建立以來，市場交易推進較緩慢。截至2021年9月末，風電核發(fā)證書約2775萬個，掛牌486萬個，交易7.9萬個；光伏發(fā)電核發(fā)證書約715萬個，掛牌86萬個，交易7500個。由于綠色證書出售收益替代國家電價補貼的定位，最初只有國家電價補貼目錄的項目可申請綠證，對應(yīng)發(fā)電量不再享受國補，這些項目建成時間相對早，成本、價格和補貼水平相對高，造成核發(fā)和掛牌的綠色證書價格始終偏高，影響了個人、用電企業(yè)采購積極性。隨著政策進一步拓展至平價項目亦可申請綠證，2021年后綠證價格逐漸走低，同時提升了交易活躍性。風電、光伏綠色證書價格基本降至50-100元/個。為促進綠證交易，可再生能源電力消納責任權(quán)重機制應(yīng)運而生。2019年5月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》下達了2018—2020年各地區(qū)可再生能源電力消納責任權(quán)重指標。要求2018年消納責任權(quán)重開展自我核查，2019年模擬運行并對市場主體進行試考核。自2020年1月1日起，全面進行監(jiān)測評價和正式考核。消納保障機制中采用“可再生能源消納責任權(quán)重”替代了在2018年下達的“可再生能源電力配額”。以體現(xiàn)各類承擔消納責任的市場主體及所有電力消費者履行可再生能源電力消納責任的義務(wù)和政策初衷。無法實現(xiàn)目標的消納責任主體有兩種履約渠道：自愿認購綠證；或向超額完成年度消納量的市場主體購買其超額消納量。以達到消納量市場和綠證市場的動態(tài)平衡，同時新能源發(fā)電企發(fā)電取得綠證，通過交易形成收入，以替代國家新能源補貼。2021年進一步下達《2021年可再生能源電力消納責任權(quán)重及有關(guān)事項的通知》，逐步提升，明確2021年可再生電力以及非水可再生電力的消納責任權(quán)重目標以及2022年的預(yù)期目標。配套“雙控”政策予以支持，鼓勵各省通過可再生能源電力消納和綠色電力證書交易，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責任權(quán)重的地區(qū)，超出最低可再生能源電力消納責任權(quán)重的消納量不納入該地區(qū)年度和五年規(guī)劃當期能源消費總量考核。有望通過整體能源消費的政策約束，加強對可再生能源電力消納的促進力度。啟動“綠電”交易試點，市場化交易促進綠電健康發(fā)展2021年9月7日，綠色電力交易試點啟動。首批綠色電力交易共17個省份259家市場主體參與，交易電量79.35億千瓦時。其中，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域成交電量68.98億千瓦時，南方電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域成交電量10.37億千瓦時（均價提高2.7分/千瓦時）。綠色電力成交價格較當?shù)仉娏χ虚L期交易價格增加0.03~0.05元/千瓦時。本次交易預(yù)計將減少標煤燃燒243.60萬噸，減排二氧化碳607萬噸。隨著全國綠色電力交易試點范圍擴大，江西電力交易中心于2021年9月30日至10月15日開展2021年10-12月江西電力市場綠色電力交易，按照平穩(wěn)起步的原則，本次綠色電力交易價格設(shè)置上限價格為0.4643元/千瓦時；下限價格為0.4243元/千瓦時，高于江西煤電基準電價（0.4143元/千瓦時）0.01-0.05元。廣州電力交易所則于9月下旬開展第二批綠色電力交易試點。發(fā)改委表示，綠色電力交易是電力中長期交易市場框架下，設(shè)立的交易品種，給予綠色電力優(yōu)先權(quán)，優(yōu)先結(jié)算、調(diào)度、安排。初期以風電、光伏等綠色電力為交易標的，逐步擴大到水電等其他可再生能源。主要制度安排包括以下幾方面?？傮w來看，平價新能源裝機規(guī)模有限的省份，省內(nèi)綠電供應(yīng)不足，電網(wǎng)可以出售其收購的綠電，之后仍有缺口將由電網(wǎng)公司省外調(diào)配交易。具體來看，交易綠色電力來源按照次序：

（1）完全市場化上網(wǎng)的風電、光伏電量，綠電產(chǎn)生的附加收益歸發(fā)電企業(yè)，將成為積極出售綠電的主體。如果部分省份在市場初期完全市場化綠色電力規(guī)模有限，可考慮向電網(wǎng)企業(yè)購買保障收購或政府補貼的綠色電力。（2）其次是無補貼、電網(wǎng)保障收購的風電、光伏電量，這類是保障利用小時數(shù)內(nèi)、但不享受補貼電價的新能源電量。（3）最后是帶補貼的項目，風電、光伏電量，發(fā)電企業(yè)退出補貼參與綠電交易，產(chǎn)生的附加收益歸發(fā)電企業(yè)。綠電交易不消耗保障性收購小時。2021年11月19日，江蘇省公布《關(guān)于開展2022年電力市場交易工作通知》，明確風、光發(fā)電可以按照不超過1800、900小時參與年度市場交易，若為補貼項目則該部分不領(lǐng)取補貼和綠證，同時不計入全壽命周期保障收購小時。新能源發(fā)電企業(yè)自主選擇，參與保障性收購消耗保障收購小時，或參與市場化不消耗保障利用小時?？珊侠矸峙浔Ｕ侠眯r，在市場化交易價格溢價時多參與市場化交易，提升全壽命周期項目收益率。綠電價值需要綜合考慮“控碳”強度和輔助服務(wù)成本綠電交易市場實現(xiàn)了綠色證明和交易電量的“證電合一”，綠電和綠證同步交易給電力用戶，同時為一次性為新能源發(fā)電企業(yè)提供綠電的環(huán)境屬性收益和電能價值收益。在此過程中，國家電網(wǎng)及交易中心依托區(qū)塊鏈系統(tǒng)，可以對綠電交易全環(huán)節(jié)數(shù)據(jù)進行記錄，確保綠電生產(chǎn)、交易和消費的全環(huán)節(jié)溯源。實現(xiàn)綠電收益、碳市場CCER收益、綠證收益的相互匹配和唯一性。目前，綠電的用戶主要包括國內(nèi)外重視ESG責任的企業(yè)，承諾100%使用可再生能源電力的企業(yè)、國內(nèi)出口企業(yè)，以及國內(nèi)承諾碳達峰碳中和目標的企業(yè)或自愿承諾購買綠電的企業(yè)。整體來看未來，這類工商業(yè)企業(yè)作為電力交易市場需求主體，綠電交易“證電合一”將成為主要形式。而一些具有靈活綠電需求的中小企業(yè)，或不定期綠證需求的主體，將通過綠證交易得到滿足，通過“證電分離”形成適當補充。綠電價值=電能價值+環(huán)境價值-非自身支出輔助服務(wù)成本。環(huán)境價值通過綠證、CCER等體現(xiàn)，電能價值、非自身支出輔助服務(wù)成本需要考慮電力供需匹配等因素。市場化交易階段，碳排放控制越強，輔助服務(wù)成本越低，綠電運營商收益率越高；碳排放控制越弱，輔助服務(wù)成本越高，綠電運營商收益率越低。放眼全球：強制配額+自愿交易推動綠電發(fā)展全球范圍來看，主要采取配額+自愿交易的形式推動綠色電力發(fā)展。美國多個州實施了可再生能源配額制（RPS），有以可再生能源綠色電力證書（REC）為典型代表的綠證交易。歐洲通過電力來源擔保機制（GO，GuaranteeofOrigin）鼓勵綠色電力使用，歐洲各國亦有本國政策。同時在電力市場及電力交易較為完善的國家，綠色電力自愿交易方式發(fā)展迅速，如采取購電協(xié)議模式（PPA，PowerPurchaseAgreement）滿足企業(yè)或售電公司長期綠電需求，鎖定長期用電成本。綠色電力的自愿交易隨著市場需求的增長，其交易機制也在不斷演變發(fā)展。美國：推行“RPS”配額制+市場交易市場美國的綠色電力市場興起于20世紀90年代，歷經(jīng)了二十余年的探索與實踐，通過各州政府的推動及各類市場主體的積極參與，已形成了強制市場與自愿交易并存的市場格局。美國綠電市場主要有兩種類型：一是基于可再生能源配額制（簡稱“配額制”或“RPS”）的強制市場，二是自愿交易市場（簡稱“自愿市場”）。強制市場是各州政府依據(jù)配額制相關(guān)法律法規(guī)建立的，目的是幫助承擔配額義務(wù)的責任主體實現(xiàn)可再生能源配額目標，是可再生能源消費的最低限度。自愿市場則是消費者出于自身綠電消費意愿而采購可再生能源的市場，幫助企業(yè)履行可持續(xù)發(fā)展的社會責任，實現(xiàn)綠色發(fā)展的目標?？傮w而言，強制市場的綠證價格要高于自愿市場?！癛PS”配額制推動美國可再生能源發(fā)展美國沒有聯(lián)邦全國性的強制綠色電力或可再生能源的要求，各州基于各自電力市場配額制（RPS，RenewablesPortfolioStandard）制定強制目標，供電或售電企業(yè)在特定時間段內(nèi)，向電力用戶供電中綠色電力供應(yīng)量需要達到一定比例，不能按時履約的責任主體會受到相應(yīng)懲罰。綠色發(fā)電企業(yè)在發(fā)電獲得綠色證書（REC，Renewableelectricitycertificate），供電或售電企業(yè)可通過向發(fā)電商購買綠色電力后獲得相應(yīng)綠色證書，或在綠色證書交易市場通過證書交易滿足綠色電力配額指標。到2020年，美國有30個州和華盛頓特區(qū)及3個附屬地區(qū)推行了RPS政策，覆蓋了美國零售電力銷售總額的58%。自最初采提出RPS配額以來，超過一半的州已經(jīng)提高了總體RPS目標，或制定了隨時間推移持續(xù)提升的目標。如2019年以來，亞利桑那州在2025年可再生能源15%的配額基礎(chǔ)上，提出到2050年達到100%零碳電力目標。華盛頓特區(qū)提升配額目標，到2032年達到100%，2041年太陽能發(fā)電達到10%。從最終實現(xiàn)目標水平來看，2020至2025年部分州制定RPS配額目標約為15-25%，以2030年為目標節(jié)點的，RPS配額則基本提升至50%以上，以2045年為節(jié)點的目標RPS配額基本達到80%以上。其中加利福尼亞州、紐約州和弗吉尼亞州在RPS配額目標比例和電量絕對值要求水平相對領(lǐng)先。配額制的實施大力推動了美國可再生能源的發(fā)展。根據(jù)LawrenceBerkeleyNationalLaboratory統(tǒng)計，2000年至2019年，美國的非水可再生能源發(fā)電量總量增長了402TWh，RPS配額指標增長了189TWh，約45%非水可再生能源發(fā)電量增長由RPS配額制驅(qū)動實現(xiàn)。與此同時，RPS政策亦有助于促進可再生能源發(fā)電的成本降低和行業(yè)發(fā)展，促進指標之外的可再生能源發(fā)電量的增長。指標外的其他部分則主要包括自愿綠色電力市場交易增加約150TWh，經(jīng)濟公用事業(yè)機構(gòu)采購以及自用光伏等。預(yù)計到2030年RPS配額指標推動下非水可再生能源發(fā)電量較2019年將增加250TWh。自2000年以來，美國新增174GW可再生能源裝機，其中82GW可再生能源裝機由RPS的合規(guī)需求推動下實現(xiàn)。但近年來，RPS對新建裝機相對貢獻有所在下降，從2008至2014年約60%下降到2019年的23%。預(yù)計2020至2030年RPS配額指標推動下可再生能源裝機將增加90GW。配套綠色證書市場體系。綠色證書（REC，RenewableEnergyCertificate）是隨著可再生能源電力生產(chǎn)而產(chǎn)生的、隨電力銷售而轉(zhuǎn)讓，并可以交易的有價憑證。REC持有者與承擔指定配額義務(wù)的市場主體通過進行證書交易，實現(xiàn)綠色電力環(huán)境價值，REC的價格則由市場決定。REC價格主要受履約罰金和REC供需情況的影響。2012-2015年，REC市場價格不斷提升，REC價格達到20-60美元/MWh；2016-2018年，REC市場價格大幅下跌，主要是由于可再生電力供應(yīng)在逐步增加，且發(fā)電成本不斷下降，REC價格降幅超過50%。2019年以來，受各州配額指標和履約罰金的提升、合格REC供給數(shù)量變化等影響，REC價格開始回升。新英格蘭電力市場所屬的新罕布什爾州等地REC價格漲幅較大，達到40美元/MWh；PJM電力市場REC價格隨著區(qū)域RPS目標的增長緩慢上漲，達到10美元/MWh。履約成本的計算方式在統(tǒng)一管制市場和自由交易市場有所不同。統(tǒng)一管制市場的履約成本主要由配額制總采購成本得出，自由交易市場的履約成本主要由REC價格和履約罰金（ACP）得出。履約成本占美國電力零售收入比例逐年提升，趨勢并沒有受到REC價格波動的影響。2015年，美國配額制的履約成本為30億美元，占美國電力零售收入的2.1%；2019年，配額制履約成本占美國電力零售收入達到2.6%。各州的履約成本因?qū)嶋H情況而有所不同，各州設(shè)立了履約成本上限，目前只有少數(shù)州的實際成本高于成本上限，擁有較高配額制目標和履約成本的州往往有較高的成本上限。綠電市場化交易推動新能源健康發(fā)展自愿綠色電力交易市場，滿足了企業(yè)和個人使用超出可再生能源配額指標要求范圍之外的綠色電力，為有意愿采購綠電的消費者提供靈活多樣的采購渠道，幫助企業(yè)履行ESG責任，實現(xiàn)綠色發(fā)展的目標。未來亦將推動美國可再生能源發(fā)電項目發(fā)展，成為平價市場的重要推動力。目前,已經(jīng)形成規(guī)模的自愿綠電交易方式主要有八種：在統(tǒng)一管制市場，綠電采購方主要通過公用事業(yè)綠色定價和公用事業(yè)可再生能源合同兩種途徑采購綠電；在集中交易的半管制市場，綠電采購方主要通過競價市場采購綠電；在自由交易市場，雙方通過自愿購電協(xié)議(PPA)實現(xiàn)綠電交易；此外還有社區(qū)集中采購、自愿非捆綁可再生能源證書購電、社區(qū)太陽能等采購模式。2019年，自愿綠色電力交易中，自愿非捆綁可再生能源證書購電方式占比最大，達687億kWh占比42%，其次為自愿購電協(xié)議（PPA）達423億kWh占比26%，這兩類亦是增長最快的交易方式。PPA有兩種基本形式：一種是實體自愿購電協(xié)議，發(fā)電商與采購方必須在同一個綠電市場，以便實現(xiàn)實體電力輸送。發(fā)電商與采購方簽訂綠電（包括綠證）購電協(xié)議，合同期限通常長達十至二十年；合同對項目開始的時間、電力輸送時間計劃、輸電不足的罰款、支付方式，以及合作終止期等條款作了明確的規(guī)定。另一種自愿購電協(xié)議是虛擬自愿購電協(xié)議（VPPA），類似于差價合約。該協(xié)議下，發(fā)電商向批發(fā)市場出售電力，用戶仍從原電力或電網(wǎng)企業(yè)購買電力并支付電費。當批發(fā)市場的電價低于虛擬協(xié)議中約定的價格時，購電方需要向發(fā)電商支付差價；反之，當批發(fā)市場的電價高于虛擬協(xié)議中約定的價格時，發(fā)電商需要向購電方支付差價。這種方式可以有效避免市場價格的波動，而且由于不涉及實體電力的輸送，采購方不需要與發(fā)電商位于同一個綠電市場。此外，自愿綠電交易市場長期運行過程中，交易主體之間逐漸形成一定體系，由一些企業(yè)或非政府組織發(fā)起的組織或機構(gòu)，包括綠色電力伙伴項目(GPP)、可再生能源買家聯(lián)盟(REBA)和100%可再生能源項目(RE100)等，也在積極組織各類主體，參與綠電交易，推動清潔能源形利用成更廣泛的社會共識。新能源發(fā)電優(yōu)惠政策延期，美國新能源政策充分利好行業(yè)發(fā)展美國PTC（產(chǎn)品稅賦減免，ProductionTaxCredit）及ITC（太陽能投資稅減免，InvestmentTaxCredit）措施將延期，激勵風電及光伏等發(fā)展。PTC依據(jù)可再生能源項目正式投運后十年內(nèi)所發(fā)電量進行稅收政策優(yōu)惠，當前風電適用的PTC稅收政策主要來自于2015年設(shè)立的《ConsolidatedAppropriationsAct2016》，2019年設(shè)立的《FurtherConsolidatedAppropriationsActof2020》以及2020年最新基于2019年法案額外延長一年，主要補貼風電、地熱能發(fā)電，補貼額為$0.025/kWh，其中$0.015/kWh會基于通脹率進行調(diào)整。按照以上三個法案，2016年內(nèi)開建的風電項目享受100%補貼，2017-2019年逐年遞減20%，2020年內(nèi)60%，2021年內(nèi)60%。在開工年限基礎(chǔ)上，允許建設(shè)周期為4年（SafeHarbor），由于2020為疫情年份，因此2016年內(nèi)開建項目的允許建設(shè)周期延長至5年。除PTC政策外，新能源發(fā)電投資還可以選擇ITC政策，按項目投資額一定比例進行稅收抵免。2021年11月美國通過《重建更好法案》（BuildBackBetterFramework），其中計劃4500億美元支持清潔能源發(fā)展，ITC稅收抵免政策將繼續(xù)延期十年，對太陽能、電池和先進材料等清潔能源技術(shù)投資進行激勵。歐州：歐盟整體“GO”綠色證書+各國獨立政策歐洲大部分國家能源短缺，能源尤其是油氣資源、煤炭資源對外依存度相對較高，為保障能源安全，應(yīng)對氣候變化，歐洲對可再生能源發(fā)展開始重視較早，發(fā)展程度較高。2020年歐盟發(fā)電量達2760TWh，其中1054TWh來自可再生能源，可再生能源發(fā)電占比為38.2%。部分主要國家中，英國（40.9%）、德國（40.6%）等可再生能源發(fā)電達到較高水平，丹麥更是高達80%以上，法國為12.3%，主要由于核電發(fā)電量達70%以上屬于清潔能源但未計入可再生能源。從政策角度來看，從2001年首次歐盟首次發(fā)布《歐洲議會和理事會關(guān)于促進內(nèi)部電力市場可再生能源發(fā)電的第2001/77/EC號指令》后，又于2009及2018年分別發(fā)布可再生能源指令，提升可再生能源目標，各國亦通過本國法律制度提出發(fā)展目標。目前歐洲以歐盟為主形成“GO”綠色證書自愿市場，各國亦有自主制定的配額、電價或溢價政策并行，基本相互獨立運行。歐洲綠證政策于2002年開始實施，正式名稱為來源擔保證證書（GO，guaranteeoforigin），GO證書由各個歐盟成員國的國家簽發(fā)機構(gòu)發(fā)行和登記，并聯(lián)合組建了簽發(fā)機構(gòu)協(xié)會（AIB），共同建立“歐洲能源證書系統(tǒng)（EECS）”。到2020年底，AIB總共涵蓋26個國家，包括大多數(shù)歐盟成員國以及挪威、瑞士等加入實施GO制度的國家。GO證書是自愿交易，證書來源于所有歐盟境內(nèi)的電力項目，每發(fā)一兆瓦時的電量，就可以獲得一份GO證書，包括核能及化石燃料在內(nèi)的所有類型的能源均可獲得有關(guān)部門簽發(fā)的來源保證證書。2020年，AIB成員單位簽發(fā)870TWh的GO證書，其中740TWh為可再生能源電力來源擔保證書，基于簽發(fā)機構(gòu)協(xié)會AIB統(tǒng)計，2020年簽發(fā)的GO證書的來源包括，水電52%、風電21%、生物質(zhì)7%、化石燃料10%、核能5%、太陽能5%和地熱能1%。簽發(fā)國主要包括有挪威（17%）、西班牙（13%）、意大利（11%）、荷蘭（11%）和法國（9%）。根據(jù)中德能源合作機構(gòu)統(tǒng)計，2020年GO證書價格低于0.5歐元/兆瓦時，低價的原因是供大于求。而德國是GO證書的最大凈進口國，2020年進口了大約98TWh的來源擔保證書，主要由于德國禁止取得《可再生能源法案》補貼上網(wǎng)電價或上網(wǎng)溢價的電力的綠色電力銷售GO證書，以避免重復(fù)補貼，補貼價格相對GO證書更具吸引力。在歐盟整體制度外，歐洲各國新綠色電力的發(fā)展同樣離不開本國的電價支持或配額限制，包括配額制與綠證，固定上網(wǎng)電價、差價合約、溢價機制等形式，在可再生能源發(fā)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。主要國家對可再生能源在不同階段采取了相應(yīng)的配套政策，以德國和英國為例。德國：從固定上網(wǎng)電價到市場化競爭德國2000年頒布的《可再生能源法》，針對各類可再生能源發(fā)電處于發(fā)展初期，推行了FiT（Feed-inTariffs）政策。針對各類電源發(fā)電成本（LCOE）制定上網(wǎng)電價，并通過長期合同（15-25年）確保上網(wǎng)電價保持不變，發(fā)電量由區(qū)域輸電系統(tǒng)運營商按固定上網(wǎng)電價收購，保證并網(wǎng)。該政策極大的促進了可再生能源發(fā)電的增長，政策實施當年（2000年）德國可再生能源發(fā)電量占比僅為2.5%，2012年增加至19.3%，在可再生能源發(fā)展的早期，有效的激勵了行業(yè)發(fā)展。截至2019年，相似的上網(wǎng)電價政策在50多個國家或地區(qū)實施，包括中國，澳大利亞，加拿大，丹麥，法國，德國，意大利，韓國，英國等。其中德國、英國、西班牙等一些國家已停止新項目申請。隨著電力市場交易的成熟，2012年德國《可再生能源法》進一步以市場競爭為基礎(chǔ)，開始推行溢價補貼政策?？稍偕茉措娏εc其他電源競價上網(wǎng)，政府為可再生能源提供電力市場電價外的市場溢價補貼。隨著可再生能源的規(guī)模增大，補貼資金連年上漲，以及風電光伏等技術(shù)日益成熟，成本下降自身競爭力不斷提高。2017年德國正式結(jié)束新項目的固定上網(wǎng)電價及溢價補貼，2017年《可再生能源法》引入招標補貼制度，要求750千瓦以上的可再生能源發(fā)電項目參加政府招標，中標項目將享有20年競標電價補貼費率，法定補貼率變?yōu)楦偁幯a貼。發(fā)電成本低的發(fā)電商在招標拍賣中更容易中標，通過招標規(guī)模調(diào)整，使得可再生能源發(fā)電進一步實現(xiàn)技術(shù)創(chuàng)新，降低補貼和用電成本。2021《可再生能源法》則繼續(xù)延續(xù)了招標制度，計劃2021年起每年招標至少8GW的可再生能源項目，實現(xiàn)2030年光伏裝機提升至100GW，陸上風電達到71GW，海上風電達到20GW，生物質(zhì)能發(fā)電裝機增加到8.4GW，可再生能源占發(fā)電比預(yù)計將達到65%。德國用戶側(cè)電價高于其他主要歐洲國家，根據(jù)年消費量采取階梯電價，平均達達0.3歐元/KWh以上。德國電價較高的主要原因是，電價中包含了較高昂的各類稅費（20%以上）及可再生能源附加費（約20%），用于稅收調(diào)節(jié)、電力建設(shè)以及可再生能源補貼及支持。英國：“RO”配額政策作用有限，轉(zhuǎn)向差價合約為促進可再生能源發(fā)電規(guī)模擴大，提高可再生能源開發(fā)及使用效率、降低成本，英國《可再生能源義務(wù)法令》要求2002年開始實施可再生能源義務(wù)制度（RO，RenewablesObligation），是可再生能源配額制在英國的具體應(yīng)用，并配套可再生能源義務(wù)證書（ROC，RenewableObligationCertificate），與美國RPS類似，都是一種基于市場機制的配額政策。該制度在行業(yè)發(fā)展早期對可再生能源發(fā)電的推動有限，英國可再生能源發(fā)電量占比提升在2000至2010年期間慢于采用固定電價政策的德國。從2010年起，政府開始對小型發(fā)電項目支付補償費用，2011年發(fā)布《電力市場化改革白皮書（2011）》，提出引入差價合約機制，隨后可再生能源占比提升加速明顯。至2017年，英國可再生能源義務(wù)制度正式取消，作為其配套措施的可再生能源綠色證書制度也相應(yīng)取消，英國完全進入以招標確定價格、依據(jù)市場價格靈活調(diào)整電價補貼的差價合約（ContractforDifference，CfD）政策。CfD政策下，可再生能源發(fā)電企業(yè)通過競價參與電力市場，并與政府成立的低碳合同公司（LCCC）簽訂購電協(xié)議（12-15年），確定執(zhí)行電價（Strikeprice）。合同期內(nèi)運營商穩(wěn)定收到執(zhí)行電價，合同通過低價競標拍賣授予，從而提高效率并降低了成本。三輪可再生能源CfD配置情況英國在2015年2月、2017年9月、2019年10月完成前三輪配置招標，目前正在推進第四輪配置招標。公布隨著陸上風電和光伏技術(shù)成熟，英國一度排除其在CfD競標之外，第一輪項目中風電光伏1949MW包含海上風電、陸上風電和光伏等，第二輪和第三輪中風電光伏項目招標配置則全部是海上風電，其中第二輪3196MW，第三輪5741MW，隨著機制不斷成熟規(guī)模逐步擴大。每輪配置除了風電光伏還包含部分熱電聯(lián)產(chǎn)、生物質(zhì)等其他項目。為了避免影響可再生能源開發(fā)和2050年“凈零排放”目標的實現(xiàn)，英國宣布2021年允許已建陸上風電和太陽能光伏發(fā)電項目參與CfD競標。從CfD執(zhí)行電價來看，相較CfD競標配置時達成的初試執(zhí)行價格，當前執(zhí)行價格在調(diào)整后出現(xiàn)一定上漲。光伏、陸上風電、海上風電價格分別上漲11.9%、16.6%、18.2%，目前約合人民幣763.8元/MWh、823.0元/MWh、838.8元/MWh。從整體電力批發(fā)市場來看，英國電價出現(xiàn)大幅上漲，2021年9月已達到200英鎊/MWh以上。主要原因是歐洲天然氣價格大幅上漲，天然氣價格推動電價上漲。此外在英國碳配額價格自2020年以來上漲，碳價格上漲增加了非可再生發(fā)電的成本，2021年海上風力發(fā)電與往年相比發(fā)電量較差，疊加推動了價格大幅上漲。歐美PPA模式已經(jīng)較為成熟，亞太地區(qū)仍有較大空間PPA（PowerPurchaseAgreement）是指電力項目開發(fā)商與電力購買方之間的電力購買協(xié)議，合同期限較長，一般在10年以上，目前新能源項目普遍在20年。電價則采用固定電價。電力購買方一般為政府所屬電力公司或者大型供電公司、大型企業(yè)等。從歐美發(fā)展情況來看，PPA是在市場從補貼項目轉(zhuǎn)向無補貼開放市場（subsidisedprojectstoopenmarkets）背景下開發(fā)商和購電方共同需求下得到較快發(fā)展。根據(jù)彭博新能源財經(jīng)統(tǒng)計，2020年美洲、歐洲中東非洲和亞太，簽署PPA協(xié)議電站的規(guī)模分別為13.6、7.2和2.9GW。2010至2020年累計來看美洲達51.6GW是歐洲中東非洲（16GW）的3倍，是亞太（9.3GW）的5倍。根據(jù)彭博新能源財經(jīng)統(tǒng)計，2020年全年，有130多家公司簽署了清潔能源合同。與2019年相比，各家公司采購的清潔能源量增加了18%，前10大企業(yè)清潔能源買家獲得了1049GW太陽能發(fā)電PPAs，而風能為3884GW。亞馬遜是可再生能源最大購買方，通過35個獨立的電力購買協(xié)議(PPAs)采購了5.1GW。此外石油和天然氣巨頭道達爾(Total)，則通過PPA購買3GW太陽能。從價格來看，2020年美國25%分位的可再生能源購電協(xié)議(PPA)報價上漲至30美元/MWh以上，2021年以來進一步出現(xiàn)上漲，整體來看2021三季度末同比上漲14.4%，風電漲幅較大至36美元/MWh以上。歐洲來看，北歐的PPA價格最低，約22.74歐元/兆瓦時。歐洲天然氣、電力供需緊張的背景下，電價上漲亦推動PPA協(xié)議報價的上漲，根據(jù)美國LevelTenEnergy2021年三季度購電協(xié)議(PPA)價格指數(shù)報告，歐洲25%分位的可再生能源購電協(xié)議(PPA)報價季度同比上漲了8%，約為48.68歐元/MWh。展望：歐美綠電發(fā)展前景成本端，風電光伏呈下降趨勢我們首先來看風電項目的成本。從設(shè)備價格的角度出發(fā)，根據(jù)美國能源部發(fā)布的《陸地風電市場報告》，分析Vestas、SGRE和Nordex公司的財務(wù)報告、BloombergNEF公布的渦輪機價格指數(shù)、以及伯克利實驗室收集的1997年至2016年間公布的121項美國風力渦輪機交易這三項途徑獲取的數(shù)據(jù)，可以發(fā)現(xiàn)自2008年以來，風力渦輪機的價格大幅下降。風力渦輪機的平均價格從2000年的約900美元/kW上升到2008年的平均1800美元/kW，上漲了約900美元/kW。渦輪機價格的上漲是由幾個因素造成的。包括美元相對于歐元的貶值；材料、能源和勞動力投入價格上漲；渦輪機市場強勁的需求增長；渦輪機保修條款的成本增加等因素。而2008年至今，風力渦輪機的價格下降了50%以上，數(shù)據(jù)顯示最近的平均價格在775美元/kW至850美元/kW之間。其主要原因是自08年以來，制造商之間的競爭加劇，渦輪機和組件供應(yīng)商采取了重大的成本削減措施。而逐漸降低的渦輪機價格也使項目的安裝成本下降。根據(jù)風電市場報告，美國風電項目的裝機容量加權(quán)平均的裝機項目成本從上世紀80年代到2004年一直降低，04年后單位安裝成本開始上升，直到2010年達到近年來的最高值平均2500美元/kW，而后逐年降低。到2020年，裝機容量加權(quán)平均的裝機項目成本為1460美元/kW，與04年的最低值持平?？梢钥闯?，項目裝機成本與渦輪機的價格有很強的線性關(guān)系。運營和維護（O&M）成本是風電總成本的另一個重要組成部分。而運營和維護成本在各項目之間可能存在很大差異。通過分析89個項目總計14418MW的數(shù)據(jù)，可以發(fā)現(xiàn)不同年份開始運營的項目在今天的運營和維護成本差距較大。20世紀80年代建造的24個項目在2000-2020年這20年運營和維護成本加權(quán)平均值為74美元/kW每年，90年代安裝的37個項目在最近20年的成本則降至62美元/kW每年，2000年安裝的65個項目成本降至27美元/kW每年，2010年安裝的59個項目成本則進一步降至25美元/kW每年。其原因主要有兩個，一是隨著渦輪機的老化，部件故障越來越常見，運營和維護逐年增加；二是最近安裝的項目具有更大、更成熟的渦輪機設(shè)計和更科學的運行規(guī)劃，這會降低總體的運營和維護成本。和風電類似，光伏的項目加權(quán)平均裝機成本近年來也在逐年下降。根據(jù)美國能源署的數(shù)據(jù)，2019年美國太陽能光伏系統(tǒng)的年產(chǎn)能加權(quán)平均建設(shè)成本為1796美元/kW，比2018年下降2.8%。下降的原因是晶硅太陽電池組件的成本降低至1497美元/kW，而晶硅太陽電池組件占據(jù)了美國新增光伏容量的近一半，為2.5GW。2011年，美國能源部啟動了SunShot計劃，其當時雄心勃勃的目標是：到2020年降低太陽能發(fā)電成本，使其與傳統(tǒng)能源具有成本競爭力。為了實現(xiàn)這一目標，SolarEnergyTechnologiesOffice

（SETO）采取了很多措施，包括研究和開發(fā)太陽能發(fā)電和集成技術(shù)、太陽能制造技術(shù)，尋找更好的太陽能系統(tǒng)安裝、設(shè)計和許可方法。隨著將近10年的發(fā)展，光伏如今為提供了美國約3%的電力，達到近70GW的裝機容量。在一些州和地區(qū)，太陽能占年發(fā)電量的10%以上。瞬時太陽能發(fā)電可以達到更高的水平，在某些情況下接近70%。2016年，SETO認識到持續(xù)降低成本對行業(yè)增長的重要性，制定了2030年的成本目標，旨在將光伏能源的平準化成本（LCOE）再降低50%，同時促進電網(wǎng)整合和開拓新市場，使太陽能成為最廉價的新發(fā)電來源之一。具體來說，到2030年SETO希望將公用規(guī)模的光伏平準化成本降至0.03美元/kWh。綠電價格總體下行，但受碳排放控制強度影響根據(jù)美國能源部發(fā)布的《陸地風電市場報告》，風能購電協(xié)議價格與公用事業(yè)規(guī)模太陽能購電協(xié)議價格差距在十年前相當大，但近年來差距已經(jīng)大大縮小。同時光伏PPA價格下降速度顯著大于風電PPA價格下降速度。同時，自2016年來，風電和光伏PPA價格都低于40美元/MWh，與美國能源署給出的燃氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機的預(yù)計燃料成本（EIA對交付給發(fā)電商的天然氣價格的預(yù)測，按照每750萬英熱單位（MMBtu）轉(zhuǎn)化為一兆瓦時電力計算）相比，也十分具有競爭力。在聯(lián)邦稅收優(yōu)惠政策的支持下，該合同樣本中的風能和太陽能購電協(xié)議的平均平準化價格，幾年來一直低于現(xiàn)有燃氣聯(lián)合循環(huán)機組中燃燒天然氣的預(yù)計平準化成本。2018年后，隨著碳排放控制加強，風電和光伏的PPA價格觸底反彈。根據(jù)LevelTenenergy2021年4季度的PPA價格指數(shù)報告，25%分位數(shù)的光伏價格相對3季度上漲5.7個百分點，達到34.25美元/MWh，25%分位數(shù)的而風電價格上漲6.1個百分點，達到38.36美元/MWh。而這一價格上漲背后的原因可能是供應(yīng)鏈的不穩(wěn)定造成的。根據(jù)LevelTenenergy在對市場上59家可再生能源生產(chǎn)商的問卷調(diào)查數(shù)據(jù)，75%的受訪者將供應(yīng)鏈的挑戰(zhàn)視作2021年4季度價格波動的主要原因。而大宗商品價格上漲是第二個最常見的答案，超過一半的受訪者將其列為價格波動的首要驅(qū)動因素。另外，近一半的受訪者表示可再生能源的并網(wǎng)時間許可和并網(wǎng)成本也是一個很大的因素。具體來看，根據(jù)《美國太陽能市場洞察》報告，自2020年第四季度以來，固定傾斜項目的價格增加了11.7%，單軸跟蹤項目增加了8.5%。開發(fā)商正努力應(yīng)對設(shè)備延遲、設(shè)備成本上升和合同談判等問題，多個千兆瓦級別項目的上線日期已經(jīng)從2022年推到2023年或更晚。預(yù)計在明年上線的項目可能這種情況會得到好轉(zhuǎn)。如果將光伏電價的價格進行分解，可以發(fā)現(xiàn)自2020年3季度到2021年3季度的光伏電價上漲，主要是因為設(shè)備成本、原材料投入成本和運輸成本的增加。將視角轉(zhuǎn)向風電，根據(jù)《陸地風電市場報告》，美國風電PPA的價格與風力渦輪機的價格和安裝成本顯著相關(guān)。2009年前隨渦輪機價格上漲，風電PPA價格上升迅速，而后PPA價格隨著隨著單位安裝本和渦輪機成本的下降而降低。同時，低平均安裝成本和高平均產(chǎn)能系數(shù)的地區(qū)（如ERCOT和SPP）PPA同時，報告也指出，相對于購電方購買風電能獲得的市場價值，他們付出的成本（PPA價格）是值得的。一般來說，風力發(fā)電的時間分布并不總是與客戶負荷和系統(tǒng)需求很好地一致，這可能會進一步降低風力發(fā)電的能源市場價值。在分析風力發(fā)電的時間因素和地區(qū)因素，以及這些特征如何與當?shù)嘏l(fā)電力能源的價格和容量相互作用后，最終得出了不同地區(qū)風力發(fā)電的市場價值。將市場價值與全國發(fā)電加權(quán)平均水平化PPA價格進行對比，可以發(fā)現(xiàn)自2013年后，相對風電購買方付出的成本（PPA價格）來說，他們可以獲得更高的市場價值。這說明風電對于購電方來說，吸引力在逐步擴大。新能源將持續(xù)快速發(fā)展，釋放社會正效益可再生能源電力的持續(xù)降本，和逐漸具有競爭優(yōu)勢的電力價格，致使美國可再生能源電力生產(chǎn)規(guī)模持續(xù)擴大。根據(jù)美國能源署的數(shù)據(jù)預(yù)測，美國非水電可再生能源發(fā)電量（包括太陽能和風能）的份額將從2021的13%增長到2023的17%，天然氣的發(fā)電份額將從2021的37%下降到2023的34%，煤炭份額將從23%下降到22%。美國能源署預(yù)計2022年美國電網(wǎng)將新增461千兆瓦（GW）的公用事業(yè)規(guī)模發(fā)電容量。在2022年計劃增加的產(chǎn)能中，近一半是光伏，其次是天然氣，占21%，風能占17%。預(yù)計2022年美國的光伏裝機容量將增長21.5GW，超過2021年的15.5兆瓦的新裝機容量。計劃增加的光伏容量大部分在德克薩斯州（6.1GW，占全國總量的28%），其次是加利福尼亞州（4.0GW）。ITC政策的延長將在未來五年內(nèi)將太陽能發(fā)電能力提高31%。美國眾議院于2021年11月19日通過法案“BuildBackBetter(BBB)”，該法案延長了投資稅收抵免（ITC），允許太陽能項目選擇生產(chǎn)稅收抵免（PTC），并允許項目所有者選擇直接支付稅收抵免。而陸地風電市場報告的數(shù)據(jù)顯示，風電對氣候和健康的好處大于其電網(wǎng)系統(tǒng)的價值，三者之和遠超風能的平準化成本。在美國全國范圍內(nèi)，風電的健康和氣候效益加起來平均為76美元/MWh。在大西洋中部、中西部和中部地區(qū)（包括SPP、MISO和PJM），效益最大，從80美元/MWh到120美元/MWh不等。2020年氣候、健康和電網(wǎng)系統(tǒng)價值總和幾乎是平均LCOE的三倍，氣候、健康和電網(wǎng)系統(tǒng)的平均值分別為46美元/MWh、31美元/MWh和15美元/MWh，而LCOE的平均值為33美元/MWh。對于太陽能來說，太陽能在美國電力能源系統(tǒng)脫碳中承擔了很大的責任。根據(jù)《SolarFuturesStudy》，假設(shè)2050年的發(fā)電份額與電力能源系統(tǒng)脫碳（Decarb+E）情景下相同，那么太陽能發(fā)電總量將接近7000TWh。海外主要代表性公司美國：全球市值最高的綠電公司-新紀元能源（NEE.N）公