2024年新型電力行業(yè)體系綠色市場篇：風險與機遇并存-靜待政策拐點

2024年新型電力行業(yè)體系綠色市場篇：風險與機遇并存_靜待政策拐點1、國內：綠電入市進程加快，綠證需求側弱支撐下環(huán)境溢價有待釋放入市前：風光補貼逐步退坡，2021年起進入平價時代我國早期以定額補貼全額收購綠電。為促進國內風光裝機規(guī)?；l(fā)展，2007年國家發(fā)改委發(fā)布《電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源電量監(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年對陸風和光伏依據(jù)資源稟賦劃分資源區(qū)并設置標桿電價，于2015年明確近海、潮間帶海風上網(wǎng)電價。自此，國家對標桿電價與燃煤基準電價的差額進行補貼（按20年期限或全生命周期合理利用小時數(shù)），以保障綠電發(fā)電企業(yè)盈利。補貼資金源于可再生能源發(fā)展基金，由國家財政專項資金和向電力用戶征收的可再生能源電價附加收入構成。伴隨裝機量提升、技術成本下降，我國綠電補貼逐年退坡，于2021年步入平價時代。一方面，隨著風光上網(wǎng)電量規(guī)模不斷增加，盡管可再生能源附加征收標準自2012年0.008元/度（非居民用電）逐步上調至2016年0.019元/度，因綠電電量增速遠高于售電量增速，可再生能源發(fā)展基金出現(xiàn)資金缺口，2020年綠電“搶裝潮”后當年底補貼缺口突破3000億元，2021年補貼拖欠規(guī)模擴大至約4000億元。另一方面，隨著綠電技術進步，風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?？紤]到項目合理收益水平，我國風光補貼逐年退坡，陸風、光伏項目于2021年起、海風項目于2022年起平價上網(wǎng)（電價按各地燃煤基準電價）。補貼階段，由于綠電享受“全額保障性收購”制度與“保量保價”政策，盈利穩(wěn)定性相對較高，主要風險為補貼款回收。入市后：保障性收購規(guī)?？s減，市場化交易為大勢所趨目前綠電通過保障性收購和市場化交易兩種方式消納。2024年3月，國家發(fā)改委發(fā)布《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，明確可再生能源上網(wǎng)電量包括保障性收購電量和市場交易電量。1）保障性收購，政府對保障性利用小數(shù)以內的電量以標桿電價“保量保價”收購；2）市場化交易，收益結構為電能量價格+環(huán)境價值-消納成本。綠電參與市場化交易包括常規(guī)市場化交易和綠電市場化交易，前者與常規(guī)電力同臺競價實現(xiàn)電能量價值，并以綠證實現(xiàn)環(huán)境價值，后者為僅供綠電參與的具有環(huán)境溢價的交易方式，可同步兌現(xiàn)電能量與環(huán)境價值。其中，關于存量補貼綠電項目，根據(jù)《關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知》，可統(tǒng)一參加綠電或綠證交易；綠電交易溢價等額沖抵補貼（可優(yōu)先兌付沖抵后剩余補貼）或歸國家所有（超出補貼部分）；若放棄補貼則全部收益歸發(fā)電企業(yè)所有。故當溢價超過補貼金額且收益相對穩(wěn)定時，運營商才存在放棄補貼參與綠電交易的可能性。保障性收購電量以標桿電價全額結算，份額逐年減少。2016年，為有效緩解棄光棄風現(xiàn)象，國家發(fā)改委發(fā)布《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》，對各類資源區(qū)設置最低保障性收購小時數(shù)并要求地方政府對保障性收購電量以標桿電價全額結算。隨著綠電并網(wǎng)增加以及成本下降，各省對保障性收購小時進行調整，總體呈現(xiàn)下降趨勢。以新疆優(yōu)先發(fā)電計劃為例，2024年風光保障性收購小時同比下降270、420h，較2016年規(guī)定I類資源區(qū)最低保障性收購小時數(shù)已下調570、700h。推動新能源上網(wǎng)電量全面入市。隨著各省保障性利用小時數(shù)下降，我國綠電市場化交易規(guī)模穩(wěn)步提升。2022年新能源市場化交易電量為3465億千瓦時，占綠電總發(fā)電量38.4%，2023年交易規(guī)模升至6845億千瓦時、同比+97.5%，占綠電總發(fā)電量47.3%、同比+8.9pct。2022年1月國家發(fā)改委、能源局《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》中提出，2030年實現(xiàn)新能源全面參與市場交易。風光出力特性導致其市場化電價面臨折價且存消納風險。用電低谷通常出現(xiàn)于后半夜和午后，而前者為風電出力較強時段、后者為光伏大發(fā)時段，供需錯配導致極端情況下綠電大幅折價且面臨棄電率上升的風險。例如據(jù)蘭木達電力現(xiàn)貨統(tǒng)計，山東綠電日前均價普遍低于燃煤基準價0.05-0.20元/度；2024年多數(shù)省份新能源電價政策亦整體呈現(xiàn)降價趨勢。盡管個別地區(qū)推出政府授權合約機制（如廣西省）以穩(wěn)定市場化電量電價（低于原燃煤基準價），但我們認為其為市場化的過渡政策，伴隨風光入市比例增加和現(xiàn)貨市場完善，綜合電價進一步下行概率較大。此外，我國部分省區(qū)棄風、棄光率明顯上升，如河南省、甘肅省2023年棄風、棄光率同比+1.4、+3.2pct；2024年2月全國棄風、棄光率均超6%。輔助服務費用為綠電主要消納成本，定價與疏導機制逐步清晰輔助服務旨在平衡電力實時供需偏差，如綠電高發(fā)疊加用電低迷時段，通過火電降低出力等方式幫助風光上網(wǎng)消納，故綠電作為主要受益方，按照“誰受益、誰承擔”原則分攤相應系統(tǒng)費用。早期我國輔助服務需求較低，費用僅在發(fā)電企業(yè)內部分攤；隨著綠電并網(wǎng)量提升，市場規(guī)模明顯擴大（據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2023H1為278億元），但由于多數(shù)地區(qū)電力市場成熟度欠缺，費用未充分向用戶側傳導，2024年2月發(fā)改委明確現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)不向用戶側收取輔助服務費用，風光系統(tǒng)性成本壓力仍然較大。此外，各細分市場定價機制逐步完善，如規(guī)定調峰價格上限不高于平價綠電上網(wǎng)電價，且隨著現(xiàn)貨市場建立，用戶側有望更加有效地參與費用分攤。綠色市場：需求側支撐較弱，盈利矛盾待政策完善我國風光環(huán)境價值主要通過綠電交易溢價、綠證價格和碳市場價格實現(xiàn)。整體而言，與歐美國家對比，國內綠色市場建設仍有待完善，消費側實際用電主體的強制考核指標需進一步明確。目前國內綠電環(huán)境溢價約2-3分/千瓦時，較歐美國家偏低。綠證成交規(guī)模持續(xù)擴張。我國自2017年起建立綠證交易體系，并于同年7月啟動認購交易，但早期綠證主要定位為填補補貼退坡后綠電價格缺口，定價較高，導致市場積極性受挫。綠電平價上網(wǎng)后，低價綠證的供應為市場注入活力，2022年無補貼綠證成交量大幅增長至384.60萬張。2023年8月我國對綠證核發(fā)覆蓋范圍進一步擴大，綠證交易規(guī)模持續(xù)擴張，至2023年12月13日，國家電網(wǎng)綠證累計交易量已達到2317萬張（截至2022年底，全國累計交易綠證數(shù)量僅1031萬張）。綠證成交均價中樞小幅下行，2024年3月成交價格約0.023元/度。2021年我國風光無補貼綠證成交均價分別為50.0、50.2元/張，2023年1-7月成交均價分別降至41.6、42.4元/張。2023年8月在綠證供給量擴大的背景下，綠證價格延續(xù)下滑趨勢（例如廣東省2024年度綠證成交均價為10.38元/張，同比下降51.1%）。據(jù)中國綠色電力證書認購交易平臺公布數(shù)據(jù)，2024年3月掛牌交易成交價均價約23元/張，即0.023元/度。企業(yè)消費積極性低為綠證價格低迷的主要原因。一方面，我國綠證消費以責任消納與企業(yè)自愿參與為主，盡管可再生能源電力消納責任權重對各省做出量化規(guī)定，但實際運行中存在責任指標松緊不一、責任未通過市場交易充分落實至用電側、對市場主體考核懲罰措施缺失等問題，導致綠證購買積極性不足。另一方面，中國綠證與國際綠證的互認機制、電碳市場銜接尚未充分落實，企業(yè)所購買綠證通用性受限，影響外貿企業(yè)等用戶的購買意愿。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年全國綠電省內交易電量累計達430.6億千瓦時，同比增加181.2億千瓦時，同比+72.65%；2024年1-2月交易量達129.7億千瓦時，同比增加96.6億千瓦時，同比+291.84%。但由于綠電交易主要以用電側自愿認購為主，且證電合一受電力傳輸容量和電力市場交易機制約束，2023年其交易規(guī)模占綠電發(fā)電量占比僅約3.90%。綠電交易成交價中包含環(huán)境價值，溢價保持0.02元/度以上。在我國2021年9月首次啟動的綠色電力交易中，17省份交易電量達到79.35億千瓦時，綠電溢價約0.03-0.05元/千瓦時。廣東、江蘇等地后續(xù)電力中長期交易中可持續(xù)觀測到此類溢價出現(xiàn)，2023、2024年廣東省綠電長協(xié)交易溢價分別為0.088、0.023元/千瓦時（包括綠電成交電價高于燃煤基準電價部分以及綠色環(huán)境價值成交價，下同），但廣東受電能量價格調整的影響，至2024年4月，綠電交易溢價為0.020元/千瓦時。CCER市場重啟月余，目前對應環(huán)境收益略高于0.03元/度。自2017年3月發(fā)改委暫緩CCER項目備案以來，僅有存量CCER交易；2024年1月22日于北京重啟。根據(jù)復旦大學可持續(xù)發(fā)展研究中心碳價指數(shù)，2023年期間我國CCER價格走勢有所分化，價格較高的北上廣CCER成交價格走低，而價格較低的其余地區(qū)CCER成交價格上升，市場價差縮減。至2024年3月，全國范圍CCER中間價格為65.43元/噸，若以1MWh電量=0.5703t二氧化碳=0.5703CCER折算，約帶來0.037元/千瓦時的環(huán)境價值。2、我國綠電發(fā)展進程晚于歐美，他國綠電市場建設經(jīng)驗可供參考目前歐美已實現(xiàn)碳達峰，且計劃于2050年實現(xiàn)碳中和；2020年我國明確“2030年前實現(xiàn)碳達峰、2060年前實現(xiàn)碳中和”目標。2023年中國、歐洲、美國綠電發(fā)電量占比分別為15.82%、25.68%、15.04%；國內與歐洲2019年水平（16.78%）較為接近，且仍處于快速發(fā)展階段，風光裝機增速均高于歐美國家。此外，盡管我國風光發(fā)電量已略超美國，但其綠色電力市場已運行20余年，市場化經(jīng)驗豐富。通過復盤歐美國家綠電電價機制，我們發(fā)現(xiàn)其同樣經(jīng)歷補貼退坡與市場化交易快速發(fā)展的過程，對我國現(xiàn)階段風光盈利機制演變具有借鑒意義。2.1、借鑒美國：強制市場配額制明確綠電需求，自愿市場多樣機制提供交易活力美國綠電收益主要由電量電價、生產稅抵扣或投資稅抵扣、環(huán)境價值三部分構成。電能交易以中長期交易為主（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/投資稅抵免有助于激勵綠電生產，可再生能源配額制（RPS）對綠電提出強制需求（通過可再生能源證書REC實現(xiàn)）且具有多元的自愿市場機制。不同于國內，美國輔助服務費用主要由終端用戶分攤，并未給綠電企業(yè)帶來較大盈利壓力（據(jù)美國能源信息署預測，2023年美國輔助服務費用折合度電價格1.6美元/MWh）。交易規(guī)模方面，美國綠色電力市場始于20世紀90年代，1998年4月加州首先開放獨立的綠色電力交易品種，設置以強制市場為主的交易體制；2022年美國強制、自愿綠色市場交易規(guī)?？傆嫾s6109.45億度。電量電價：伴隨綠電滲透率提高，消納瓶頸致使電量電價波動美國電力現(xiàn)貨市場以節(jié)點邊際電價（即滿足負荷需求的最后一單位機組的報價即為市場成交價格，所有機組均按此價格成交）為主導，該機制對供需失衡較為敏感。由于風光出力曲線與用電需求曲線錯配，綠電高發(fā)時段電價下跌的概率較高。以綠電占比較高的得州與加州為例，2008年得州西部地區(qū)首次記載負電價，當年超1100小時電價為負，主要由于風電投產容量快速提升，而外送東部發(fā)達地區(qū)的線路容量不足；2020年4月26日加州部分節(jié)點于10:00-13:00期間邊際電價為負，為光伏主要出力時段。綠電稅收優(yōu)惠政策（補貼）：以PTC與ITC為主，《通脹削減法案》再次將其延期PTC（生產稅抵免）主要面向風電機組，項目發(fā)電量在10年有效期內持續(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《通脹削減法案》將其延長至2026年底（后由技術中性稅收抵免接替并于2032年到期），抵免單價為1.5美分/千瓦時，其中2022年通貨膨脹系數(shù)調整后為2.6美分/千瓦時。其與產能掛鉤，發(fā)電穩(wěn)定的可再生能源項目選擇PTC更為有利。ITC（投資稅抵免）主要面向光伏機組,項目投資成本的30％可在所得稅中抵扣，減免比例于2020-2021年期間降至26%?！锻浵鳒p法案》延長該政策至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：強制與自愿市場并行，成熟豐富的交易體系和交易種類有效釋放環(huán)境價值綠證在兩類購電市場均為主要交易方式，承載環(huán)境價值。根據(jù)美國能源信息署數(shù)據(jù)，2021年美國綠證交易成交額約114.5億美元，其中強制市場占比95%。過去十年中非太陽能強制綠證價格介于1-50美元/MWh之間（目前紐約州綠證大約30美元/MWh)，太陽能強制綠證介于150-680美元/MWh之間；自愿性綠證在1-10美元/MWh之間波動。自愿市場非捆綁綠證價格顯著低于強制市場，曾于2017年2月跌至0.28美元/MWh，此后由于碳減排意識增強、多數(shù)企業(yè)設定可再生能源利用目標，且綠電購電價格逐漸接近其他電源、經(jīng)濟性顯現(xiàn)，非捆綁綠證價格攀升，于2021M8達到6.6美元/MWh。其綠證追蹤系統(tǒng)為每千度綠電分配一個具有唯一編碼的綠證，限制綠證僅可在賬戶持有人間轉移并只能出現(xiàn)在一個追蹤系統(tǒng)賬戶中，監(jiān)管機構可以有效避免綠電交易量的重復計算，進而核實各購電主體綠電以及其他清潔能源履約比例。同時，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等組織的廣泛認可。（1）可再生能源配額制（RPS）為強制市場主要政策，對用戶側綠電消費提出強制要求。RPS政策已實行20余年，其規(guī)定售電公司可再生能源電量的采購/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年達到100%。同時，大部分州設置懲罰機制，罰金范圍一般為10-50美元/兆瓦時。截至2023年底，美國已有28個州以及華盛頓特區(qū)制定可再生能源消費標準、11個州制定清潔能源消費標準，且大部分地區(qū)要求當?shù)厥垭姽?050年前實現(xiàn)銷售電量100%源于可再生能源/清潔能源，有效促進各州綠電發(fā)展。為完成RPS目標，可通過擴大可再生能源電力供應（購電、收購機組等）以及購買綠證(RECs)實現(xiàn)。（2）自愿市場近年來發(fā)展迅速，購電項目多樣化。自愿市場以滿足消費者自身綠電消費意愿為出發(fā)點，幫助企業(yè)履行可持續(xù)發(fā)展的社會責任、完成內部可再生能源目標。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。根據(jù)NREL，自愿市場交易規(guī)模自2012年的537億度增長至2022年的2730億度，10年CAGR+17.65%，其市場占比自2012年30%增長至2022年45%。自愿市場較強制市場更為靈活，主要包括管制市場、半管制市場、放松管制市場，具體交易方式包括非捆綁綠證市場、自愿購電協(xié)議（PPA）、競爭市場、綠色定價、綠色電費等。公用事業(yè)綠色定價與公用事業(yè)綠色電費為配合管制市場（非市場化）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，消費者除了支付電能量價格外，還需通過公用事業(yè)賬單附加選項完成綠電費用支付，以完成額外綠電需求獲取綠證，附加費用金額通常約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（價格固定價格固定且與電力批發(fā)市場價格掛鉤）。由于美國只有少數(shù)公用事業(yè)公司擁有有限的交易額度，相關項目通常很快被完全訂購，且部分項目價格與電力批發(fā)市場（如PPA等）價格掛鉤，在供給緊張與市場電價走高雙重影響下交易價格上升。非捆綁綠證市場打破購電地理限制，占綠電自愿市場最大份額。與強制市場“證電合一”的捆綁式綠證交易不同，非捆綁綠證市場將綠電與綠證的購買分開，打破了傳統(tǒng)購電地理與數(shù)量因素上的限制，為綠電市場提供靈活性。非捆綁綠證市場規(guī)模保持穩(wěn)定增長趨勢，2022年交易電量1101億度，同比增長3.28%，在自愿市場總交易量中占比約40%。非捆綁綠證價格低于強制綠證價格，整體呈現(xiàn)先降后升的變化趨勢。非捆綁綠證由于長期供大于求，價格明顯低于強制性綠證。2017年2月非捆綁綠證價格跌至歷史最低0.28美元/MWh，隨后三年內其價格緩慢回升，于2020H1末恢復至1.20美元/MWh；隨后由于下游需求擴張，非捆綁綠證價格迅速攀升，于2021M8攀升至6.6美元/MWh。除非捆綁綠證外，自愿購電協(xié)議（PPA）亦為非管制市場的重要交易模式。自愿購電協(xié)議主要面對大型非居民用戶，是一種以10-20年長期合同為形式的綠電購電手段，以是否涉及實體電力傳送分為實體購電協(xié)議（physicalPPA）和虛擬購電協(xié)議（virtualPPA）兩類。與我國綠電交易模式不同，自愿購電協(xié)議自項目前期融資階段切入，項目建設之初交易雙方簽訂協(xié)議并鎖定未來現(xiàn)金流。該模式可作為綠電項目融資的基礎，幫助項目獲取低息貸款，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）自愿購電協(xié)議市場規(guī)模持續(xù)增加，已成為自愿交易市場第二大交易模式。根據(jù)NREL數(shù)據(jù)，美國PPA市場交易量規(guī)模自2012年24億度增長至2022年888億度，十年CAGR+43.49%；消費者規(guī)模自2012年154家增長至2022年732家。截至2022年底，PPA交易規(guī)模占美國綠電自愿市場成交量比例33%，僅次于非捆綁綠證市場。2020年起PPA成交價格持續(xù)上升，保障電力運營商盈利水平。根據(jù)美國勞倫斯伯克利國家實驗室，受供給旺盛以及綠電成本下降影響，2009-2019年期間美國綠電PPA成交價格持續(xù)下行，而在下游綠電需求日益增長的推動下，2020年起PPA成交價格企穩(wěn)回升。據(jù)LevelTenEnergy的PPA價格指數(shù)（P25指數(shù)代表清潔能源項目PPA報價25th%），至2024Q1北美P25購電協(xié)議報價達約57美元/兆瓦時，為2021年同期水平的1.8倍。除上文四種主要交易方式外，美國自愿市場交易方式還包括競價市場、社區(qū)集中采購、社區(qū)太陽能和自行發(fā)電等。多樣的綠電交易項目與合同方式具備較大靈活性，為綠電價值釋放提供良好條件，一定程度緩解電能量價格波動與未來稅收補貼退坡帶來的不利影響。2.2、借鑒歐洲：高綠電滲透率下，歐盟綠證GO與各國政策協(xié)同互補類似地，歐洲綠電運營商的收益主要由電量電價、各國補貼、環(huán)境價值構成。其中，電能量市場同樣以中長期交易為主（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)貨市場負電價再創(chuàng)新高；伴隨綠電成本下行，各國補貼已逐步退坡，從補貼模式過渡到長期購電PPA協(xié)議（類似國內綠電交易，環(huán)境溢價包含在價格中），同時歐盟綠證GO（類似國內綠證，自愿市場）交易價格亦體現(xiàn)其綠色價值。此外，歐洲輔助服務費用主要通過輸電費或系統(tǒng)調度專項費向用戶側傳導成本，未造成發(fā)電側過多負擔。歐洲為綠電發(fā)展最早的地區(qū)之一，除2021年風資源欠佳疊加冷冬燃氣發(fā)電高增外，綠電發(fā)電量占比持續(xù)增加。截至2023年底其風光發(fā)電量占比達25.7%，較國內高9.9pct。為緩解能源供應安全問題、降低化石能源對外依賴度，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占比需提升1.6%。該政策有望促進歐洲綠電需求空間進一步擴張，為綠色價值釋放提供基礎。電量電價：綠電滲透率提升&系統(tǒng)靈活性欠佳誘發(fā)歐洲出現(xiàn)較頻繁的負電價現(xiàn)象歐洲現(xiàn)貨市場的負電價通常出現(xiàn)在風光高發(fā)時段，以綠電占比較高的德國為例，其北部地區(qū)風力資源豐富、南部陽光充足，而火電靈活性相對較差，階段性用電低谷與風光出力高峰疊加易引發(fā)負電價（剛性發(fā)電設備與低需求矛盾），2017年以來年負電價小時數(shù)均高于50h。2020年受影響，用電需求疲軟，德國、法國和瑞士等國負電價小時數(shù)創(chuàng)歷史高峰；2023年歐洲地區(qū)綠電發(fā)電占比進一步提升，而系統(tǒng)靈活性欠缺問題尚未解決，以西歐、北歐為代表的高綠電占比國家負電價問題再次爆發(fā)，據(jù)ACER報告，歐盟54%地區(qū)負電價頻次再創(chuàng)2017年以來新高，德國、英國全年負電價時長達300h、214h。歐洲通過加強市場平衡機制應對負電價問題。1）提高可再生能源補貼等政策靈活性，例如德國、法國現(xiàn)貨市場負電價持續(xù)超過4、20h后，可再生能源補貼將被取消，動態(tài)補貼機制有效抑制供需失衡期間電廠出力；2）通過市場耦合完成電量的跨境調配、擴展平衡區(qū)域，以西北歐電力市場為例，若德國、法國電價較低或出現(xiàn)負電價時，丹麥、瑞典通過進口電力，以助電力價格收斂回正；3）加強電源的靈活性，例如德國煤電&燃氣靈活性改造、法國核電機組負荷跟蹤等改造、熱電聯(lián)產與電轉熱的協(xié)同。以德國現(xiàn)貨實時平衡機制為例：德國在綠電快速發(fā)展的同時，亦實現(xiàn)了電力系統(tǒng)穩(wěn)定性逐步提升，備用、調頻等使用量穩(wěn)中有降，背后主要得益于其現(xiàn)貨實時平衡機制的建立。德國平衡機制主要由平衡責任方（電廠、工業(yè)用戶等供需雙方）、輸電系統(tǒng)運營商（電力調度）、平衡資源提供方（提供備用容量）三類主體構成，涉及現(xiàn)貨、備用兩種市場；當責任方發(fā)用電達不到自平衡時輸電運營商需調度備用機組。由于備用電價通常高于現(xiàn)貨電價，價差（系統(tǒng)平衡費用）由發(fā)用電責任方承擔，提供經(jīng)濟刺激。綠電補貼：伴隨綠電成本下降，各國補貼已逐步退坡德國：由固定上網(wǎng)電價（固定補貼）到發(fā)電招標制度（競價補貼）2000年《可再生能源法》（EEG-2000）提出可再生能源固定上網(wǎng)電價機制，對風電、光伏等可再生能源分類別設置固定上網(wǎng)電價與補貼額度，并要求根據(jù)技術進步情況逐步遞減；EEG-2017修訂版引入可再生能源發(fā)電招標制度，中標項目享有20年競標電價補貼費率，結束了固定電價機制，加快市場化發(fā)展。其中，光伏補貼除2004、2005年兩年小幅回升（響應“十萬屋頂計劃”）以外均保持穩(wěn)定下降趨勢，自2000年507歐元/MWh降至2022年213歐元/MWh。期間，EEG-2014進一步細化退補條例，規(guī)定每季度首日對退補率進行調整（基礎率0.5%，每月退補），若該季度前12個月德國新增光伏裝機規(guī)模為2.4-2.6GW之間則退補率保持0.5%，若新增量超額則逐步升至2.8%，反之下調。由于原降價機制不確定性較大，2023-EEG明確自2022年7月至2024年2月間并網(wǎng)電價保持不變，自2024年起每半年下調一次并網(wǎng)電價，降幅為上半年度電價1%（2024年補貼約61-133歐元/MWh不等）。此前綠電上網(wǎng)電價與市場價格的差額主要由用戶繳納的EGG稅金支付。為減輕消費者電價負擔，德國自2023年初起取消用戶電費中可再生能源附加稅（EGG稅），此后由排放交易收益與聯(lián)邦預算補貼補足。英國：由可再生能源義務制度轉向差價合約2002年，英國開始實施可再生能源義務制度（RO），明確供電商為責任主體且其提供的可再生能源電力必須達到一定比例：2003年達3%、2010年達10.4%、2015年達15.4%。同時引入匹配的綠證市場，可再生能源發(fā)電企業(yè)生產1MWh電量對應一個綠證（2009年起根據(jù)發(fā)電技術及投產時間調整電量與證書數(shù)量對應關系）；綠電交易價格為電能量價格與綠證價格之和，例如2014年英國日前市場交易平均電價為42.02英鎊/兆瓦時，綠證價格為44英鎊/兆瓦時。隨著風光發(fā)電成本下降、電力市場不斷成熟及用戶電費負擔的加重，英國2014年起開始采取招標確定固定電價的可再生能源差價合同，并于2017年接替RO制度。差價合約（ContractforDifference）為將市場機制下可變電價轉為固定履約價格的工具，以15年長期合同簽訂。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（投標確定價格），若市場電價低于履約價格，發(fā)電企業(yè)可從LCCC收取差額部分的補償金額，反之則由發(fā)電企業(yè)支付超額差價。該交易機制規(guī)避了長期電價的波動風險，保障開發(fā)商收益率以及用戶合理權益。2023年11月英國啟動第六輪差價合約拍賣流程，陸上風電、海上風電（固定式）、光伏投標電價上限分別為64、73、61英鎊/兆瓦時，同比+21%、+66%、+30%。歐洲其他主要國家同樣經(jīng)歷綠電補貼退坡：法國逐年動態(tài)下調光伏固定電價補貼，將資金重心轉移至光伏的新興發(fā)展領域；荷蘭通過上網(wǎng)補貼計劃SDE+對綠電進行支持，自2016年0.15歐元/千瓦時逐步下調，2020年起基本停止；意大利自2020年底停止綠電余電上網(wǎng)電價補貼，僅以市場價格對多余電力進行收購。其中，荷蘭與意大利兩國的可再生能源補貼為政府撥款支付；德國、法國、英國由用戶電費中稅收款項提供。綠色市場：歐洲綠電PPA、歐盟綠證價格中樞整體上行由補貼模式過渡到長期購電協(xié)議，歐洲綠電PPA價格中樞上行。歐美PPA機制類似于國內綠電交易，發(fā)用電企業(yè)簽署長期購電協(xié)議，環(huán)境溢價通常包含于總價格中。近年來伴隨歐洲新能源裝機規(guī)?？焖偬嵘?、補貼逐步退坡，其綠電PPA交易規(guī)模持續(xù)增長，2023年合同量創(chuàng)新高至16.2GW（增幅超40%）。此外，綠色轉型、穩(wěn)定用電成本支撐其需求側增長，疊加能源危機、供應鏈價格上漲等影響，據(jù)LevelTenEnergy歐洲P25購電協(xié)議（PPA）報價，2021Q2至2023Q1歐洲綠電PPA價格大幅提升，價格接近90歐元/MWh；隨著天然氣供應趨穩(wěn)，2023Q2起價格回調趨穩(wěn)，2024Q1價格約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價格遠低于市場出清價，且新能源企業(yè)的偏差電量需以較高購電成本履約，綠色價值未得以體現(xiàn)，違約導致交易規(guī)模收縮。歐美綠電PPA交易模式梳理：1）交易對象：用戶與發(fā)電企業(yè)直接簽訂雙邊協(xié)議，或者通過第三方（公用事業(yè)或售電公司）簽訂購電協(xié)議，除了固定價格外，合同亦對售電量（物理PPA一般會要求售電曲線）、違約責任等作出規(guī)定。2）交易需求：對于售電企業(yè)，因新能源補貼逐步退坡及電能量現(xiàn)