2024年新型電力行業(yè)體系綠色市場(chǎng)篇：風(fēng)險(xiǎn)與機(jī)遇并存-靜待政策拐點(diǎn)

2024年新型電力行業(yè)體系綠色市場(chǎng)篇：風(fēng)險(xiǎn)與機(jī)遇并存_靜待政策拐點(diǎn)1、國(guó)內(nèi)：綠電入市進(jìn)程加快，綠證需求側(cè)弱支撐下環(huán)境溢價(jià)有待釋放入市前：風(fēng)光補(bǔ)貼逐步退坡，2021年起進(jìn)入平價(jià)時(shí)代我國(guó)早期以定額補(bǔ)貼全額收購(gòu)綠電。為促進(jìn)國(guó)內(nèi)風(fēng)光裝機(jī)規(guī)?；l(fā)展，2007年國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《電網(wǎng)企業(yè)全額收購(gòu)可再生能源電量監(jiān)管辦法》規(guī)定可再生能源電量全額并網(wǎng)；分別于2009年和2013年對(duì)陸風(fēng)和光伏依據(jù)資源稟賦劃分資源區(qū)并設(shè)置標(biāo)桿電價(jià)，于2015年明確近海、潮間帶海風(fēng)上網(wǎng)電價(jià)。自此，國(guó)家對(duì)標(biāo)桿電價(jià)與燃煤基準(zhǔn)電價(jià)的差額進(jìn)行補(bǔ)貼（按20年期限或全生命周期合理利用小時(shí)數(shù)），以保障綠電發(fā)電企業(yè)盈利。補(bǔ)貼資金源于可再生能源發(fā)展基金，由國(guó)家財(cái)政專項(xiàng)資金和向電力用戶征收的可再生能源電價(jià)附加收入構(gòu)成。伴隨裝機(jī)量提升、技術(shù)成本下降，我國(guó)綠電補(bǔ)貼逐年退坡，于2021年步入平價(jià)時(shí)代。一方面，隨著風(fēng)光上網(wǎng)電量規(guī)模不斷增加，盡管可再生能源附加征收標(biāo)準(zhǔn)自2012年0.008元/度（非居民用電）逐步上調(diào)至2016年0.019元/度，因綠電電量增速遠(yuǎn)高于售電量增速，可再生能源發(fā)展基金出現(xiàn)資金缺口，2020年綠電“搶裝潮”后當(dāng)年底補(bǔ)貼缺口突破3000億元，2021年補(bǔ)貼拖欠規(guī)模擴(kuò)大至約4000億元。另一方面，隨著綠電技術(shù)進(jìn)步，風(fēng)光度電成本均迅速下降，2011-2022年分別下降0.35、1.61元/千瓦時(shí)?？紤]到項(xiàng)目合理收益水平，我國(guó)風(fēng)光補(bǔ)貼逐年退坡，陸風(fēng)、光伏項(xiàng)目于2021年起、海風(fēng)項(xiàng)目于2022年起平價(jià)上網(wǎng)（電價(jià)按各地燃煤基準(zhǔn)電價(jià)）。補(bǔ)貼階段，由于綠電享受“全額保障性收購(gòu)”制度與“保量保價(jià)”政策，盈利穩(wěn)定性相對(duì)較高，主要風(fēng)險(xiǎn)為補(bǔ)貼款回收。入市后：保障性收購(gòu)規(guī)?？s減，市場(chǎng)化交易為大勢(shì)所趨目前綠電通過(guò)保障性收購(gòu)和市場(chǎng)化交易兩種方式消納。2024年3月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《全額保障性收購(gòu)可再生能源電量監(jiān)管辦法》，明確可再生能源上網(wǎng)電量包括保障性收購(gòu)電量和市場(chǎng)交易電量。1）保障性收購(gòu)，政府對(duì)保障性利用小數(shù)以內(nèi)的電量以標(biāo)桿電價(jià)“保量保價(jià)”收購(gòu)；2）市場(chǎng)化交易，收益結(jié)構(gòu)為電能量?jī)r(jià)格+環(huán)境價(jià)值-消納成本。綠電參與市場(chǎng)化交易包括常規(guī)市場(chǎng)化交易和綠電市場(chǎng)化交易，前者與常規(guī)電力同臺(tái)競(jìng)價(jià)實(shí)現(xiàn)電能量?jī)r(jià)值，并以綠證實(shí)現(xiàn)環(huán)境價(jià)值，后者為僅供綠電參與的具有環(huán)境溢價(jià)的交易方式，可同步兌現(xiàn)電能量與環(huán)境價(jià)值。其中，關(guān)于存量補(bǔ)貼綠電項(xiàng)目，根據(jù)《關(guān)于享受中央政府補(bǔ)貼的綠電項(xiàng)目參與綠電交易有關(guān)事項(xiàng)的通知》，可統(tǒng)一參加綠電或綠證交易；綠電交易溢價(jià)等額沖抵補(bǔ)貼（可優(yōu)先兌付沖抵后剩余補(bǔ)貼）或歸國(guó)家所有（超出補(bǔ)貼部分）；若放棄補(bǔ)貼則全部收益歸發(fā)電企業(yè)所有。故當(dāng)溢價(jià)超過(guò)補(bǔ)貼金額且收益相對(duì)穩(wěn)定時(shí)，運(yùn)營(yíng)商才存在放棄補(bǔ)貼參與綠電交易的可能性。保障性收購(gòu)電量以標(biāo)桿電價(jià)全額結(jié)算，份額逐年減少。2016年，為有效緩解棄光棄風(fēng)現(xiàn)象，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于做好風(fēng)電、光伏發(fā)電全額保障性收購(gòu)管理工作的通知》，對(duì)各類資源區(qū)設(shè)置最低保障性收購(gòu)小時(shí)數(shù)并要求地方政府對(duì)保障性收購(gòu)電量以標(biāo)桿電價(jià)全額結(jié)算。隨著綠電并網(wǎng)增加以及成本下降，各省對(duì)保障性收購(gòu)小時(shí)進(jìn)行調(diào)整，總體呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。以新疆優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃為例，2024年風(fēng)光保障性收購(gòu)小時(shí)同比下降270、420h，較2016年規(guī)定I類資源區(qū)最低保障性收購(gòu)小時(shí)數(shù)已下調(diào)570、700h。推動(dòng)新能源上網(wǎng)電量全面入市。隨著各省保障性利用小時(shí)數(shù)下降，我國(guó)綠電市場(chǎng)化交易規(guī)模穩(wěn)步提升。2022年新能源市場(chǎng)化交易電量為3465億千瓦時(shí)，占綠電總發(fā)電量38.4%，2023年交易規(guī)模升至6845億千瓦時(shí)、同比+97.5%，占綠電總發(fā)電量47.3%、同比+8.9pct。2022年1月國(guó)家發(fā)改委、能源局《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見(jiàn)》中提出，2030年實(shí)現(xiàn)新能源全面參與市場(chǎng)交易。風(fēng)光出力特性導(dǎo)致其市場(chǎng)化電價(jià)面臨折價(jià)且存消納風(fēng)險(xiǎn)。用電低谷通常出現(xiàn)于后半夜和午后，而前者為風(fēng)電出力較強(qiáng)時(shí)段、后者為光伏大發(fā)時(shí)段，供需錯(cuò)配導(dǎo)致極端情況下綠電大幅折價(jià)且面臨棄電率上升的風(fēng)險(xiǎn)。例如據(jù)蘭木達(dá)電力現(xiàn)貨統(tǒng)計(jì)，山東綠電日前均價(jià)普遍低于燃煤基準(zhǔn)價(jià)0.05-0.20元/度；2024年多數(shù)省份新能源電價(jià)政策亦整體呈現(xiàn)降價(jià)趨勢(shì)。盡管個(gè)別地區(qū)推出政府授權(quán)合約機(jī)制（如廣西省）以穩(wěn)定市場(chǎng)化電量電價(jià)（低于原燃煤基準(zhǔn)價(jià)），但我們認(rèn)為其為市場(chǎng)化的過(guò)渡政策，伴隨風(fēng)光入市比例增加和現(xiàn)貨市場(chǎng)完善，綜合電價(jià)進(jìn)一步下行概率較大。此外，我國(guó)部分省區(qū)棄風(fēng)、棄光率明顯上升，如河南省、甘肅省2023年棄風(fēng)、棄光率同比+1.4、+3.2pct；2024年2月全國(guó)棄風(fēng)、棄光率均超6%。輔助服務(wù)費(fèi)用為綠電主要消納成本，定價(jià)與疏導(dǎo)機(jī)制逐步清晰輔助服務(wù)旨在平衡電力實(shí)時(shí)供需偏差，如綠電高發(fā)疊加用電低迷時(shí)段，通過(guò)火電降低出力等方式幫助風(fēng)光上網(wǎng)消納，故綠電作為主要受益方，按照“誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔(dān)”原則分?jǐn)傁鄳?yīng)系統(tǒng)費(fèi)用。早期我國(guó)輔助服務(wù)需求較低，費(fèi)用僅在發(fā)電企業(yè)內(nèi)部分?jǐn)?；隨著綠電并網(wǎng)量提升，市場(chǎng)規(guī)模明顯擴(kuò)大（據(jù)國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2023H1為278億元），但由于多數(shù)地區(qū)電力市場(chǎng)成熟度欠缺，費(fèi)用未充分向用戶側(cè)傳導(dǎo)，2024年2月發(fā)改委明確現(xiàn)貨市場(chǎng)未連續(xù)運(yùn)行地區(qū)不向用戶側(cè)收取輔助服務(wù)費(fèi)用，風(fēng)光系統(tǒng)性成本壓力仍然較大。此外，各細(xì)分市場(chǎng)定價(jià)機(jī)制逐步完善，如規(guī)定調(diào)峰價(jià)格上限不高于平價(jià)綠電上網(wǎng)電價(jià)，且隨著現(xiàn)貨市場(chǎng)建立，用戶側(cè)有望更加有效地參與費(fèi)用分?jǐn)偂＞G色市場(chǎng)：需求側(cè)支撐較弱，盈利矛盾待政策完善我國(guó)風(fēng)光環(huán)境價(jià)值主要通過(guò)綠電交易溢價(jià)、綠證價(jià)格和碳市場(chǎng)價(jià)格實(shí)現(xiàn)。整體而言，與歐美國(guó)家對(duì)比，國(guó)內(nèi)綠色市場(chǎng)建設(shè)仍有待完善，消費(fèi)側(cè)實(shí)際用電主體的強(qiáng)制考核指標(biāo)需進(jìn)一步明確。目前國(guó)內(nèi)綠電環(huán)境溢價(jià)約2-3分/千瓦時(shí)，較歐美國(guó)家偏低。綠證成交規(guī)模持續(xù)擴(kuò)張。我國(guó)自2017年起建立綠證交易體系，并于同年7月啟動(dòng)認(rèn)購(gòu)交易，但早期綠證主要定位為填補(bǔ)補(bǔ)貼退坡后綠電價(jià)格缺口，定價(jià)較高，導(dǎo)致市場(chǎng)積極性受挫。綠電平價(jià)上網(wǎng)后，低價(jià)綠證的供應(yīng)為市場(chǎng)注入活力，2022年無(wú)補(bǔ)貼綠證成交量大幅增長(zhǎng)至384.60萬(wàn)張。2023年8月我國(guó)對(duì)綠證核發(fā)覆蓋范圍進(jìn)一步擴(kuò)大，綠證交易規(guī)模持續(xù)擴(kuò)張，至2023年12月13日，國(guó)家電網(wǎng)綠證累計(jì)交易量已達(dá)到2317萬(wàn)張（截至2022年底，全國(guó)累計(jì)交易綠證數(shù)量?jī)H1031萬(wàn)張）。綠證成交均價(jià)中樞小幅下行，2024年3月成交價(jià)格約0.023元/度。2021年我國(guó)風(fēng)光無(wú)補(bǔ)貼綠證成交均價(jià)分別為50.0、50.2元/張，2023年1-7月成交均價(jià)分別降至41.6、42.4元/張。2023年8月在綠證供給量擴(kuò)大的背景下，綠證價(jià)格延續(xù)下滑趨勢(shì)（例如廣東省2024年度綠證成交均價(jià)為10.38元/張，同比下降51.1%）。據(jù)中國(guó)綠色電力證書(shū)認(rèn)購(gòu)交易平臺(tái)公布數(shù)據(jù)，2024年3月掛牌交易成交價(jià)均價(jià)約23元/張，即0.023元/度。企業(yè)消費(fèi)積極性低為綠證價(jià)格低迷的主要原因。一方面，我國(guó)綠證消費(fèi)以責(zé)任消納與企業(yè)自愿參與為主，盡管可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重對(duì)各省做出量化規(guī)定，但實(shí)際運(yùn)行中存在責(zé)任指標(biāo)松緊不一、責(zé)任未通過(guò)市場(chǎng)交易充分落實(shí)至用電側(cè)、對(duì)市場(chǎng)主體考核懲罰措施缺失等問(wèn)題，導(dǎo)致綠證購(gòu)買積極性不足。另一方面，中國(guó)綠證與國(guó)際綠證的互認(rèn)機(jī)制、電碳市場(chǎng)銜接尚未充分落實(shí)，企業(yè)所購(gòu)買綠證通用性受限，影響外貿(mào)企業(yè)等用戶的購(gòu)買意愿。綠電交易量提升，但仍僅較小比例電量參與。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2023年全國(guó)綠電省內(nèi)交易電量累計(jì)達(dá)430.6億千瓦時(shí)，同比增加181.2億千瓦時(shí)，同比+72.65%；2024年1-2月交易量達(dá)129.7億千瓦時(shí)，同比增加96.6億千瓦時(shí)，同比+291.84%。但由于綠電交易主要以用電側(cè)自愿認(rèn)購(gòu)為主，且證電合一受電力傳輸容量和電力市場(chǎng)交易機(jī)制約束，2023年其交易規(guī)模占綠電發(fā)電量占比僅約3.90%。綠電交易成交價(jià)中包含環(huán)境價(jià)值，溢價(jià)保持0.02元/度以上。在我國(guó)2021年9月首次啟動(dòng)的綠色電力交易中，17省份交易電量達(dá)到79.35億千瓦時(shí)，綠電溢價(jià)約0.03-0.05元/千瓦時(shí)。廣東、江蘇等地后續(xù)電力中長(zhǎng)期交易中可持續(xù)觀測(cè)到此類溢價(jià)出現(xiàn)，2023、2024年廣東省綠電長(zhǎng)協(xié)交易溢價(jià)分別為0.088、0.023元/千瓦時(shí)（包括綠電成交電價(jià)高于燃煤基準(zhǔn)電價(jià)部分以及綠色環(huán)境價(jià)值成交價(jià)，下同），但廣東受電能量?jī)r(jià)格調(diào)整的影響，至2024年4月，綠電交易溢價(jià)為0.020元/千瓦時(shí)。CCER市場(chǎng)重啟月余，目前對(duì)應(yīng)環(huán)境收益略高于0.03元/度。自2017年3月發(fā)改委暫緩CCER項(xiàng)目備案以來(lái)，僅有存量CCER交易；2024年1月22日于北京重啟。根據(jù)復(fù)旦大學(xué)可持續(xù)發(fā)展研究中心碳價(jià)指數(shù)，2023年期間我國(guó)CCER價(jià)格走勢(shì)有所分化，價(jià)格較高的北上廣CCER成交價(jià)格走低，而價(jià)格較低的其余地區(qū)CCER成交價(jià)格上升，市場(chǎng)價(jià)差縮減。至2024年3月，全國(guó)范圍CCER中間價(jià)格為65.43元/噸，若以1MWh電量=0.5703t二氧化碳=0.5703CCER折算，約帶來(lái)0.037元/千瓦時(shí)的環(huán)境價(jià)值。2、我國(guó)綠電發(fā)展進(jìn)程晚于歐美，他國(guó)綠電市場(chǎng)建設(shè)經(jīng)驗(yàn)可供參考目前歐美已實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰，且計(jì)劃于2050年實(shí)現(xiàn)碳中和；2020年我國(guó)明確“2030年前實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和”目標(biāo)。2023年中國(guó)、歐洲、美國(guó)綠電發(fā)電量占比分別為15.82%、25.68%、15.04%；國(guó)內(nèi)與歐洲2019年水平（16.78%）較為接近，且仍處于快速發(fā)展階段，風(fēng)光裝機(jī)增速均高于歐美國(guó)家。此外，盡管我國(guó)風(fēng)光發(fā)電量已略超美國(guó)，但其綠色電力市場(chǎng)已運(yùn)行20余年，市場(chǎng)化經(jīng)驗(yàn)豐富。通過(guò)復(fù)盤歐美國(guó)家綠電電價(jià)機(jī)制，我們發(fā)現(xiàn)其同樣經(jīng)歷補(bǔ)貼退坡與市場(chǎng)化交易快速發(fā)展的過(guò)程，對(duì)我國(guó)現(xiàn)階段風(fēng)光盈利機(jī)制演變具有借鑒意義。2.1、借鑒美國(guó)：強(qiáng)制市場(chǎng)配額制明確綠電需求，自愿市場(chǎng)多樣機(jī)制提供交易活力美國(guó)綠電收益主要由電量電價(jià)、生產(chǎn)稅抵扣或投資稅抵扣、環(huán)境價(jià)值三部分構(gòu)成。電能交易以中長(zhǎng)期交易為主（保障收益）、現(xiàn)貨交易為輔（以加州和得州為例，占比約10%），生產(chǎn)/投資稅抵免有助于激勵(lì)綠電生產(chǎn)，可再生能源配額制（RPS）對(duì)綠電提出強(qiáng)制需求（通過(guò)可再生能源證書(shū)REC實(shí)現(xiàn)）且具有多元的自愿市場(chǎng)機(jī)制。不同于國(guó)內(nèi)，美國(guó)輔助服務(wù)費(fèi)用主要由終端用戶分?jǐn)?，并未給綠電企業(yè)帶來(lái)較大盈利壓力（據(jù)美國(guó)能源信息署預(yù)測(cè)，2023年美國(guó)輔助服務(wù)費(fèi)用折合度電價(jià)格1.6美元/MWh）。交易規(guī)模方面，美國(guó)綠色電力市場(chǎng)始于20世紀(jì)90年代，1998年4月加州首先開(kāi)放獨(dú)立的綠色電力交易品種，設(shè)置以強(qiáng)制市場(chǎng)為主的交易體制；2022年美國(guó)強(qiáng)制、自愿綠色市場(chǎng)交易規(guī)模總計(jì)約6109.45億度。電量電價(jià)：伴隨綠電滲透率提高，消納瓶頸致使電量電價(jià)波動(dòng)美國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)以節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)（即滿足負(fù)荷需求的最后一單位機(jī)組的報(bào)價(jià)即為市場(chǎng)成交價(jià)格，所有機(jī)組均按此價(jià)格成交）為主導(dǎo)，該機(jī)制對(duì)供需失衡較為敏感。由于風(fēng)光出力曲線與用電需求曲線錯(cuò)配，綠電高發(fā)時(shí)段電價(jià)下跌的概率較高。以綠電占比較高的得州與加州為例，2008年得州西部地區(qū)首次記載負(fù)電價(jià)，當(dāng)年超1100小時(shí)電價(jià)為負(fù)，主要由于風(fēng)電投產(chǎn)容量快速提升，而外送東部發(fā)達(dá)地區(qū)的線路容量不足；2020年4月26日加州部分節(jié)點(diǎn)于10:00-13:00期間邊際電價(jià)為負(fù)，為光伏主要出力時(shí)段。綠電稅收優(yōu)惠政策（補(bǔ)貼）：以PTC與ITC為主，《通脹削減法案》再次將其延期PTC（生產(chǎn)稅抵免）主要面向風(fēng)電機(jī)組，項(xiàng)目發(fā)電量在10年有效期內(nèi)持續(xù)獲得減稅。該政策此前逐步退坡已于2021年年底到期，2022年8月美國(guó)《通脹削減法案》將其延長(zhǎng)至2026年底（后由技術(shù)中性稅收抵免接替并于2032年到期），抵免單價(jià)為1.5美分/千瓦時(shí)，其中2022年通貨膨脹系數(shù)調(diào)整后為2.6美分/千瓦時(shí)。其與產(chǎn)能掛鉤，發(fā)電穩(wěn)定的可再生能源項(xiàng)目選擇PTC更為有利。ITC（投資稅抵免）主要面向光伏機(jī)組,項(xiàng)目投資成本的30％可在所得稅中抵扣，減免比例于2020-2021年期間降至26%。《通脹削減法案》延長(zhǎng)該政策至2034年底，現(xiàn)階段抵免提升至30%，隨后于2033、2034年分別降至26%、22%，并于2035年到期。綠色市場(chǎng)：強(qiáng)制與自愿市場(chǎng)并行，成熟豐富的交易體系和交易種類有效釋放環(huán)境價(jià)值綠證在兩類購(gòu)電市場(chǎng)均為主要交易方式，承載環(huán)境價(jià)值。根據(jù)美國(guó)能源信息署數(shù)據(jù)，2021年美國(guó)綠證交易成交額約114.5億美元，其中強(qiáng)制市場(chǎng)占比95%。過(guò)去十年中非太陽(yáng)能強(qiáng)制綠證價(jià)格介于1-50美元/MWh之間（目前紐約州綠證大約30美元/MWh)，太陽(yáng)能強(qiáng)制綠證介于150-680美元/MWh之間；自愿性綠證在1-10美元/MWh之間波動(dòng)。自愿市場(chǎng)非捆綁綠證價(jià)格顯著低于強(qiáng)制市場(chǎng)，曾于2017年2月跌至0.28美元/MWh，此后由于碳減排意識(shí)增強(qiáng)、多數(shù)企業(yè)設(shè)定可再生能源利用目標(biāo)，且綠電購(gòu)電價(jià)格逐漸接近其他電源、經(jīng)濟(jì)性顯現(xiàn)，非捆綁綠證價(jià)格攀升，于2021M8達(dá)到6.6美元/MWh。其綠證追蹤系統(tǒng)為每千度綠電分配一個(gè)具有唯一編碼的綠證，限制綠證僅可在賬戶持有人間轉(zhuǎn)移并只能出現(xiàn)在一個(gè)追蹤系統(tǒng)賬戶中，監(jiān)管機(jī)構(gòu)可以有效避免綠電交易量的重復(fù)計(jì)算，進(jìn)而核實(shí)各購(gòu)電主體綠電以及其他清潔能源履約比例。同時(shí)，綠證追蹤系統(tǒng)確保了綠證環(huán)境屬性的唯一性，因而得到RE100等組織的廣泛認(rèn)可。（1）可再生能源配額制（RPS）為強(qiáng)制市場(chǎng)主要政策，對(duì)用戶側(cè)綠電消費(fèi)提出強(qiáng)制要求。RPS政策已實(shí)行20余年，其規(guī)定售電公司可再生能源電量的采購(gòu)/銷售占比，如加州要求至2030年電力零售商60%銷售電量為清潔能源、2045年達(dá)到100%。同時(shí)，大部分州設(shè)置懲罰機(jī)制，罰金范圍一般為10-50美元/兆瓦時(shí)。截至2023年底，美國(guó)已有28個(gè)州以及華盛頓特區(qū)制定可再生能源消費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)、11個(gè)州制定清潔能源消費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)，且大部分地區(qū)要求當(dāng)?shù)厥垭姽?050年前實(shí)現(xiàn)銷售電量100%源于可再生能源/清潔能源，有效促進(jìn)各州綠電發(fā)展。為完成RPS目標(biāo)，可通過(guò)擴(kuò)大可再生能源電力供應(yīng)（購(gòu)電、收購(gòu)機(jī)組等）以及購(gòu)買綠證(RECs)實(shí)現(xiàn)。（2）自愿市場(chǎng)近年來(lái)發(fā)展迅速，購(gòu)電項(xiàng)目多樣化。自愿市場(chǎng)以滿足消費(fèi)者自身綠電消費(fèi)意愿為出發(fā)點(diǎn)，幫助企業(yè)履行可持續(xù)發(fā)展的社會(huì)責(zé)任、完成內(nèi)部可再生能源目標(biāo)。供銷渠道和方式較為靈活，通常均附帶有可再生能源綠色證書(shū)。根據(jù)NREL，自愿市場(chǎng)交易規(guī)模自2012年的537億度增長(zhǎng)至2022年的2730億度，10年CAGR+17.65%，其市場(chǎng)占比自2012年30%增長(zhǎng)至2022年45%。自愿市場(chǎng)較強(qiáng)制市場(chǎng)更為靈活，主要包括管制市場(chǎng)、半管制市場(chǎng)、放松管制市場(chǎng)，具體交易方式包括非捆綁綠證市場(chǎng)、自愿購(gòu)電協(xié)議（PPA）、競(jìng)爭(zhēng)市場(chǎng)、綠色定價(jià)、綠色電費(fèi)等。公用事業(yè)綠色定價(jià)與公用事業(yè)綠色電費(fèi)為配合管制市場(chǎng)（非市場(chǎng)化）的兩種交易模式。前者主要適用于居民用戶和小型商業(yè)用戶，消費(fèi)者除了支付電能量?jī)r(jià)格外，還需通過(guò)公用事業(yè)賬單附加選項(xiàng)完成綠電費(fèi)用支付，以完成額外綠電需求獲取綠證，附加費(fèi)用金額通常約10-20美元/MWh。后者主要面向大型非居民用戶，合同期限通常為10-20年（價(jià)格固定價(jià)格固定且與電力批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格掛鉤）。由于美國(guó)只有少數(shù)公用事業(yè)公司擁有有限的交易額度，相關(guān)項(xiàng)目通常很快被完全訂購(gòu)，且部分項(xiàng)目?jī)r(jià)格與電力批發(fā)市場(chǎng)（如PPA等）價(jià)格掛鉤，在供給緊張與市場(chǎng)電價(jià)走高雙重影響下交易價(jià)格上升。非捆綁綠證市場(chǎng)打破購(gòu)電地理限制，占綠電自愿市場(chǎng)最大份額。與強(qiáng)制市場(chǎng)“證電合一”的捆綁式綠證交易不同，非捆綁綠證市場(chǎng)將綠電與綠證的購(gòu)買分開(kāi)，打破了傳統(tǒng)購(gòu)電地理與數(shù)量因素上的限制，為綠電市場(chǎng)提供靈活性。非捆綁綠證市場(chǎng)規(guī)模保持穩(wěn)定增長(zhǎng)趨勢(shì)，2022年交易電量1101億度，同比增長(zhǎng)3.28%，在自愿市場(chǎng)總交易量中占比約40%。非捆綁綠證價(jià)格低于強(qiáng)制綠證價(jià)格，整體呈現(xiàn)先降后升的變化趨勢(shì)。非捆綁綠證由于長(zhǎng)期供大于求，價(jià)格明顯低于強(qiáng)制性綠證。2017年2月非捆綁綠證價(jià)格跌至歷史最低0.28美元/MWh，隨后三年內(nèi)其價(jià)格緩慢回升，于2020H1末恢復(fù)至1.20美元/MWh；隨后由于下游需求擴(kuò)張，非捆綁綠證價(jià)格迅速攀升，于2021M8攀升至6.6美元/MWh。除非捆綁綠證外，自愿購(gòu)電協(xié)議（PPA）亦為非管制市場(chǎng)的重要交易模式。自愿購(gòu)電協(xié)議主要面對(duì)大型非居民用戶，是一種以10-20年長(zhǎng)期合同為形式的綠電購(gòu)電手段，以是否涉及實(shí)體電力傳送分為實(shí)體購(gòu)電協(xié)議（physicalPPA）和虛擬購(gòu)電協(xié)議（virtualPPA）兩類。與我國(guó)綠電交易模式不同，自愿購(gòu)電協(xié)議自項(xiàng)目前期融資階段切入，項(xiàng)目建設(shè)之初交易雙方簽訂協(xié)議并鎖定未來(lái)現(xiàn)金流。該模式可作為綠電項(xiàng)目融資的基礎(chǔ)，幫助項(xiàng)目獲取低息貸款，提高綠電廠商收益。（具體交易方式于2.2節(jié)歐洲綠電PPA部分一并梳理）自愿購(gòu)電協(xié)議市場(chǎng)規(guī)模持續(xù)增加，已成為自愿交易市場(chǎng)第二大交易模式。根據(jù)NREL數(shù)據(jù)，美國(guó)PPA市場(chǎng)交易量規(guī)模自2012年24億度增長(zhǎng)至2022年888億度，十年CAGR+43.49%；消費(fèi)者規(guī)模自2012年154家增長(zhǎng)至2022年732家。截至2022年底，PPA交易規(guī)模占美國(guó)綠電自愿市場(chǎng)成交量比例33%，僅次于非捆綁綠證市場(chǎng)。2020年起PPA成交價(jià)格持續(xù)上升，保障電力運(yùn)營(yíng)商盈利水平。根據(jù)美國(guó)勞倫斯伯克利國(guó)家實(shí)驗(yàn)室，受供給旺盛以及綠電成本下降影響，2009-2019年期間美國(guó)綠電PPA成交價(jià)格持續(xù)下行，而在下游綠電需求日益增長(zhǎng)的推動(dòng)下，2020年起PPA成交價(jià)格企穩(wěn)回升。據(jù)LevelTenEnergy的PPA價(jià)格指數(shù)（P25指數(shù)代表清潔能源項(xiàng)目PPA報(bào)價(jià)25th%），至2024Q1北美P25購(gòu)電協(xié)議報(bào)價(jià)達(dá)約57美元/兆瓦時(shí)，為2021年同期水平的1.8倍。除上文四種主要交易方式外，美國(guó)自愿市場(chǎng)交易方式還包括競(jìng)價(jià)市場(chǎng)、社區(qū)集中采購(gòu)、社區(qū)太陽(yáng)能和自行發(fā)電等。多樣的綠電交易項(xiàng)目與合同方式具備較大靈活性，為綠電價(jià)值釋放提供良好條件，一定程度緩解電能量?jī)r(jià)格波動(dòng)與未來(lái)稅收補(bǔ)貼退坡帶來(lái)的不利影響。2.2、借鑒歐洲：高綠電滲透率下，歐盟綠證GO與各國(guó)政策協(xié)同互補(bǔ)類似地，歐洲綠電運(yùn)營(yíng)商的收益主要由電量電價(jià)、各國(guó)補(bǔ)貼、環(huán)境價(jià)值構(gòu)成。其中，電能量市場(chǎng)同樣以中長(zhǎng)期交易為主（占比約60%）、2023年綠電發(fā)電占比提升&系統(tǒng)靈活性欠缺下現(xiàn)貨市場(chǎng)負(fù)電價(jià)再創(chuàng)新高；伴隨綠電成本下行，各國(guó)補(bǔ)貼已逐步退坡，從補(bǔ)貼模式過(guò)渡到長(zhǎng)期購(gòu)電PPA協(xié)議（類似國(guó)內(nèi)綠電交易，環(huán)境溢價(jià)包含在價(jià)格中），同時(shí)歐盟綠證GO（類似國(guó)內(nèi)綠證，自愿市場(chǎng)）交易價(jià)格亦體現(xiàn)其綠色價(jià)值。此外，歐洲輔助服務(wù)費(fèi)用主要通過(guò)輸電費(fèi)或系統(tǒng)調(diào)度專項(xiàng)費(fèi)向用戶側(cè)傳導(dǎo)成本，未造成發(fā)電側(cè)過(guò)多負(fù)擔(dān)。歐洲為綠電發(fā)展最早的地區(qū)之一，除2021年風(fēng)資源欠佳疊加冷冬燃?xì)獍l(fā)電高增外，綠電發(fā)電量占比持續(xù)增加。截至2023年底其風(fēng)光發(fā)電量占比達(dá)25.7%，較國(guó)內(nèi)高9.9pct。為緩解能源供應(yīng)安全問(wèn)題、降低化石能源對(duì)外依賴度，2023年歐盟修訂版《可再生能源指令》發(fā)布，要求2030年能源消費(fèi)中可再生能源占比提升至45%（前一版指令為32%），其中工業(yè)系統(tǒng)每年可再生能源消費(fèi)占比需提升1.6%。該政策有望促進(jìn)歐洲綠電需求空間進(jìn)一步擴(kuò)張，為綠色價(jià)值釋放提供基礎(chǔ)。電量電價(jià)：綠電滲透率提升&系統(tǒng)靈活性欠佳誘發(fā)歐洲出現(xiàn)較頻繁的負(fù)電價(jià)現(xiàn)象歐洲現(xiàn)貨市場(chǎng)的負(fù)電價(jià)通常出現(xiàn)在風(fēng)光高發(fā)時(shí)段，以綠電占比較高的德國(guó)為例，其北部地區(qū)風(fēng)力資源豐富、南部陽(yáng)光充足，而火電靈活性相對(duì)較差，階段性用電低谷與風(fēng)光出力高峰疊加易引發(fā)負(fù)電價(jià)（剛性發(fā)電設(shè)備與低需求矛盾），2017年以來(lái)年負(fù)電價(jià)小時(shí)數(shù)均高于50h。2020年受影響，用電需求疲軟，德國(guó)、法國(guó)和瑞士等國(guó)負(fù)電價(jià)小時(shí)數(shù)創(chuàng)歷史高峰；2023年歐洲地區(qū)綠電發(fā)電占比進(jìn)一步提升，而系統(tǒng)靈活性欠缺問(wèn)題尚未解決，以西歐、北歐為代表的高綠電占比國(guó)家負(fù)電價(jià)問(wèn)題再次爆發(fā)，據(jù)ACER報(bào)告，歐盟54%地區(qū)負(fù)電價(jià)頻次再創(chuàng)2017年以來(lái)新高，德國(guó)、英國(guó)全年負(fù)電價(jià)時(shí)長(zhǎng)達(dá)300h、214h。歐洲通過(guò)加強(qiáng)市場(chǎng)平衡機(jī)制應(yīng)對(duì)負(fù)電價(jià)問(wèn)題。1）提高可再生能源補(bǔ)貼等政策靈活性，例如德國(guó)、法國(guó)現(xiàn)貨市場(chǎng)負(fù)電價(jià)持續(xù)超過(guò)4、20h后，可再生能源補(bǔ)貼將被取消，動(dòng)態(tài)補(bǔ)貼機(jī)制有效抑制供需失衡期間電廠出力；2）通過(guò)市場(chǎng)耦合完成電量的跨境調(diào)配、擴(kuò)展平衡區(qū)域，以西北歐電力市場(chǎng)為例，若德國(guó)、法國(guó)電價(jià)較低或出現(xiàn)負(fù)電價(jià)時(shí)，丹麥、瑞典通過(guò)進(jìn)口電力，以助電力價(jià)格收斂回正；3）加強(qiáng)電源的靈活性，例如德國(guó)煤電&燃?xì)忪`活性改造、法國(guó)核電機(jī)組負(fù)荷跟蹤等改造、熱電聯(lián)產(chǎn)與電轉(zhuǎn)熱的協(xié)同。以德國(guó)現(xiàn)貨實(shí)時(shí)平衡機(jī)制為例：德國(guó)在綠電快速發(fā)展的同時(shí)，亦實(shí)現(xiàn)了電力系統(tǒng)穩(wěn)定性逐步提升，備用、調(diào)頻等使用量穩(wěn)中有降，背后主要得益于其現(xiàn)貨實(shí)時(shí)平衡機(jī)制的建立。德國(guó)平衡機(jī)制主要由平衡責(zé)任方（電廠、工業(yè)用戶等供需雙方）、輸電系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商（電力調(diào)度）、平衡資源提供方（提供備用容量）三類主體構(gòu)成，涉及現(xiàn)貨、備用兩種市場(chǎng)；當(dāng)責(zé)任方發(fā)用電達(dá)不到自平衡時(shí)輸電運(yùn)營(yíng)商需調(diào)度備用機(jī)組。由于備用電價(jià)通常高于現(xiàn)貨電價(jià)，價(jià)差（系統(tǒng)平衡費(fèi)用）由發(fā)用電責(zé)任方承擔(dān)，提供經(jīng)濟(jì)刺激。綠電補(bǔ)貼：伴隨綠電成本下降，各國(guó)補(bǔ)貼已逐步退坡德國(guó)：由固定上網(wǎng)電價(jià)（固定補(bǔ)貼）到發(fā)電招標(biāo)制度（競(jìng)價(jià)補(bǔ)貼）2000年《可再生能源法》（EEG-2000）提出可再生能源固定上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，對(duì)風(fēng)電、光伏等可再生能源分類別設(shè)置固定上網(wǎng)電價(jià)與補(bǔ)貼額度，并要求根據(jù)技術(shù)進(jìn)步情況逐步遞減；EEG-2017修訂版引入可再生能源發(fā)電招標(biāo)制度，中標(biāo)項(xiàng)目享有20年競(jìng)標(biāo)電價(jià)補(bǔ)貼費(fèi)率，結(jié)束了固定電價(jià)機(jī)制，加快市場(chǎng)化發(fā)展。其中，光伏補(bǔ)貼除2004、2005年兩年小幅回升（響應(yīng)“十萬(wàn)屋頂計(jì)劃”）以外均保持穩(wěn)定下降趨勢(shì)，自2000年507歐元/MWh降至2022年213歐元/MWh。期間，EEG-2014進(jìn)一步細(xì)化退補(bǔ)條例，規(guī)定每季度首日對(duì)退補(bǔ)率進(jìn)行調(diào)整（基礎(chǔ)率0.5%，每月退補(bǔ)），若該季度前12個(gè)月德國(guó)新增光伏裝機(jī)規(guī)模為2.4-2.6GW之間則退補(bǔ)率保持0.5%，若新增量超額則逐步升至2.8%，反之下調(diào)。由于原降價(jià)機(jī)制不確定性較大，2023-EEG明確自2022年7月至2024年2月間并網(wǎng)電價(jià)保持不變，自2024年起每半年下調(diào)一次并網(wǎng)電價(jià)，降幅為上半年度電價(jià)1%（2024年補(bǔ)貼約61-133歐元/MWh不等）。此前綠電上網(wǎng)電價(jià)與市場(chǎng)價(jià)格的差額主要由用戶繳納的EGG稅金支付。為減輕消費(fèi)者電價(jià)負(fù)擔(dān)，德國(guó)自2023年初起取消用戶電費(fèi)中可再生能源附加稅（EGG稅），此后由排放交易收益與聯(lián)邦預(yù)算補(bǔ)貼補(bǔ)足。英國(guó)：由可再生能源義務(wù)制度轉(zhuǎn)向差價(jià)合約2002年，英國(guó)開(kāi)始實(shí)施可再生能源義務(wù)制度（RO），明確供電商為責(zé)任主體且其提供的可再生能源電力必須達(dá)到一定比例：2003年達(dá)3%、2010年達(dá)10.4%、2015年達(dá)15.4%。同時(shí)引入匹配的綠證市場(chǎng)，可再生能源發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)1MWh電量對(duì)應(yīng)一個(gè)綠證（2009年起根據(jù)發(fā)電技術(shù)及投產(chǎn)時(shí)間調(diào)整電量與證書(shū)數(shù)量對(duì)應(yīng)關(guān)系）；綠電交易價(jià)格為電能量?jī)r(jià)格與綠證價(jià)格之和，例如2014年英國(guó)日前市場(chǎng)交易平均電價(jià)為42.02英鎊/兆瓦時(shí)，綠證價(jià)格為44英鎊/兆瓦時(shí)。隨著風(fēng)光發(fā)電成本下降、電力市場(chǎng)不斷成熟及用戶電費(fèi)負(fù)擔(dān)的加重，英國(guó)2014年起開(kāi)始采取招標(biāo)確定固定電價(jià)的可再生能源差價(jià)合同，并于2017年接替RO制度。差價(jià)合約（ContractforDifference）為將市場(chǎng)機(jī)制下可變電價(jià)轉(zhuǎn)為固定履約價(jià)格的工具，以15年長(zhǎng)期合同簽訂。發(fā)電企業(yè)與政府旗下的低碳合同公司（LCCC）簽訂履約協(xié)議（投標(biāo)確定價(jià)格），若市場(chǎng)電價(jià)低于履約價(jià)格，發(fā)電企業(yè)可從LCCC收取差額部分的補(bǔ)償金額，反之則由發(fā)電企業(yè)支付超額差價(jià)。該交易機(jī)制規(guī)避了長(zhǎng)期電價(jià)的波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)，保障開(kāi)發(fā)商收益率以及用戶合理權(quán)益。2023年11月英國(guó)啟動(dòng)第六輪差價(jià)合約拍賣流程，陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電（固定式）、光伏投標(biāo)電價(jià)上限分別為64、73、61英鎊/兆瓦時(shí)，同比+21%、+66%、+30%。歐洲其他主要國(guó)家同樣經(jīng)歷綠電補(bǔ)貼退坡：法國(guó)逐年動(dòng)態(tài)下調(diào)光伏固定電價(jià)補(bǔ)貼，將資金重心轉(zhuǎn)移至光伏的新興發(fā)展領(lǐng)域；荷蘭通過(guò)上網(wǎng)補(bǔ)貼計(jì)劃SDE+對(duì)綠電進(jìn)行支持，自2016年0.15歐元/千瓦時(shí)逐步下調(diào)，2020年起基本停止；意大利自2020年底停止綠電余電上網(wǎng)電價(jià)補(bǔ)貼，僅以市場(chǎng)價(jià)格對(duì)多余電力進(jìn)行收購(gòu)。其中，荷蘭與意大利兩國(guó)的可再生能源補(bǔ)貼為政府撥款支付；德國(guó)、法國(guó)、英國(guó)由用戶電費(fèi)中稅收款項(xiàng)提供。綠色市場(chǎng)：歐洲綠電PPA、歐盟綠證價(jià)格中樞整體上行由補(bǔ)貼模式過(guò)渡到長(zhǎng)期購(gòu)電協(xié)議，歐洲綠電PPA價(jià)格中樞上行。歐美PPA機(jī)制類似于國(guó)內(nèi)綠電交易，發(fā)用電企業(yè)簽署長(zhǎng)期購(gòu)電協(xié)議，環(huán)境溢價(jià)通常包含于總價(jià)格中。近年來(lái)伴隨歐洲新能源裝機(jī)規(guī)?？焖偬嵘⒀a(bǔ)貼逐步退坡，其綠電PPA交易規(guī)模持續(xù)增長(zhǎng)，2023年合同量創(chuàng)新高至16.2GW（增幅超40%）。此外，綠色轉(zhuǎn)型、穩(wěn)定用電成本支撐其需求側(cè)增長(zhǎng)，疊加能源危機(jī)、供應(yīng)鏈價(jià)格上漲等影響，據(jù)LevelTenEnergy歐洲P25購(gòu)電協(xié)議（PPA）報(bào)價(jià)，2021Q2至2023Q1歐洲綠電PPA價(jià)格大幅提升，價(jià)格接近90歐元/MWh；隨著天然氣供應(yīng)趨穩(wěn)，2023Q2起價(jià)格回調(diào)趨穩(wěn)，2024Q1價(jià)格約81歐元/MWh。但PPA協(xié)議亦存在一定局限性，例如2022年用能成本飆升的背景下，前期簽訂的PPA價(jià)格遠(yuǎn)低于市場(chǎng)出清價(jià)，且新能源企業(yè)的偏差電量需以較高購(gòu)電成本履約，綠色價(jià)值未得以體現(xiàn)，違約導(dǎo)致交易規(guī)模收縮。歐美綠電PPA交易模式梳理：1）交易對(duì)象：用戶與發(fā)電企業(yè)直接簽訂雙邊協(xié)議，或者通過(guò)第三方（公用事業(yè)或售電公司）簽訂購(gòu)電協(xié)議，除了固定價(jià)格外，合同亦對(duì)售電量（物理PPA一般會(huì)要求售電曲線）、違約責(zé)任等作出規(guī)定。2）交易需求：對(duì)于售電企業(yè)，因新能源補(bǔ)貼逐步退坡及電能量現(xiàn)