欧洲绿电市场分类与参与方式及适用经验的总结

1.2 欧洲绿电交易

可再生能源在欧洲发展迅速，2020 年发电量占比已经近 40%，这与欧洲对可 再生能源的激励政策密不可分，其中 2009 年发布的可再生能源指令和欧盟的能源 气候目标起到了很大的作用。

1.2.1 市场分类与参与方式

多年来，欧洲推行了多种支持机制和特定的政策，各国政府积极分享其实践 经验并相互学习借鉴设计可再生能源的政策支持机制需要谨慎的权衡各方利益， 一方面要确保项目开发商获得足够合理的投资回报来收回成本，另一方面要保证 支持资金的使用最具成本效益。

欧洲最广泛使用的可再生能源支持机制主要有以 下五种类型：上网电价（FIT）、溢价补贴（FIP）、差价合约（CfD）或 FIP 递 减、具有配额义务的绿色证书（GO）和投资补助。除了这五种最常见的类型之外，欧洲还使用了其他支持工具，例如贷款担保、 软贷款、税收优惠和净计量等。

每种类型的支持机制，可通过行政程序或通过招 标程序来设置支持级别。比如在绿色证书计划中，配额义务确定了总体目标，（可交易的）绿色证书用于监控合规性并促进贸易，并且还可以通过招标程序或并使 用行政程序来组织公众支持。不同的支持类型会影响到可再生能源项目开发商在 项目规划和运营阶段以及招标过程中的行为。

与美国 REC 类似的能源属性证书市场是欧洲的一大特点。欧洲绿色证书的正 式名称为 Guarantees of Origins（来源担保证书，以下简称 GO），于 2002 年开始 实施，所有欧盟成员国以及挪威、瑞士认可和实施 GO 制度。

所有 GO 都要提供有 关技术类别和发电项目信息等，可再生能源发电企业和电量购买企业、电力用户 可进行双边交易（2017 年前 GO 可在欧洲能源交易所市场进行开放交易，2017 年 开始只能在发电企业和买方之间进行双边交易），交易可跨境，可与电力销售相 互独立。由于GO交易所受的限制较电力市场交易少，欧洲GO市场一体化程度高。

操作方式上，欧盟通过 2009/28/EC 指令，要求所有欧盟成员国必须建立国家 GO 登记处，建立了名为“欧洲能源证书系统（EECS）”的联合标准，并成立发行机构协会（AIB）负责管理。目前，20 个欧洲国家符合 EECS 要求并使用 AIB 系 统。通过各国国家登记处，可追踪每一个 GO 的发行、转让和撤回。

如果电力消费者购买了 GO，并作为交付或消费绿色电力的证明，则在证书登记处就相应取消 GO，避免重复计算。GO 有效期为自出具之日起 12 个月，即颁发的 GO 必须在 12 个月内交易或取消，否则证书过期，从系统中撤回。

欧洲 GO 机制实际是绿色证书自愿市场，挪威、瑞典等国家同时建立了有配 额义务的绿色证书强制市场，但与 GO 系统是相互独立的，且明确 GO 不能用在管 控特定电力消费者的配额机制上。

此外，已经获得固定电价（FIT）或溢价（FIP）政策的电量也被排除在 GO 机 制之外，如德国长期以来对可再生能源实施固定电价机制，有资格获得 GO 的可 再生能源电量仅为可再生能源总电量的 14%左右。2019 年上半年德国可再生能源 电量在其全部电力生产量中占比达到 44%，如果德国用电企业或个人想要获得 100% 可再生能源电力，可行方式之一是购买 GO。

鉴于上述原因，德国购买方所购的大部分 GO 都是从其他国家进口的。GO 价 格由各可再生能源发电企业确定，近年来 GO 市场供大于求，价格水平较低，各 国之间 GO 价格差异也较大，如比利时带有 GO 的电价比无 GO 的电价高出 1-2 欧 分/千瓦时，德国则为 0.5-0.8 欧分/千瓦时，挪威则仅约 0.2-0.3 欧分/千瓦时。从市 场量看，2015 年欧洲交易的 GO 量达到 550 0 亿千瓦时，约占可再生能源发电总 量的一半，覆盖面较广泛。

在发展初期，可再生能源成本较高，直接参与电力市场没有价格竞争优势， 欧洲许多国家主要采用固定电价机制，由配电网运营商以固定价收购可再生能源， 由输电网运营商统一纳入现货市场。随着补贴机制不断演变，欧洲各国的可再生能源参与电力市场的程度越来越 高。因为边际成本很低几乎接近零，所以可再生能源在日前市场通常是最优先竞价上网的电源。差价合约和溢价等补贴机制都鼓励可再生能源发电商直接参与电 力市场，利用其低边际成本的价格竞争优势，提高清洁能源消纳能力。

电力市场也不断发展，来更好的适应波动性较大的可再生能源发电量的逐渐 增加。除日前市场外，日内交易市场近年来逐渐活跃，交易产品种类也从拍卖和小时合约扩展到更细分的15分钟和30分钟交易，使得市场参与者能够在实时电 力平衡前最大限度的调整风电和光伏出力的预测误差。欧洲电力市场相对成熟， 中长期市场，现货市场和平衡市场协调配合，共同应对风电光伏波动性出力特性 对电力系统的冲击。同时欧洲高效互联电网链接统一电力市场，跨国输电发达， 实现了更大范围之内配置可再生能源。

随着越来越多的项目达到电网平价，政府补贴也逐渐降低，推动可再生能源 项目市场化，无补贴可再生能源购电协议(Power purchase agreement, PPA)在欧洲越 来越受欢迎。也因为越来越多的公司提出了碳中和承诺，加入 RE100 全球可再生 能源倡议,或者在法律上被强制要求公布其可再生能源在能耗或电耗中的占比，进 一步推动企业可再生能源 PPA 采购。

PPA 是一些欧洲能源市场中经常使用的合同协议形式，用来规定发电商与购 电方之间的电力销售条款。PPA 通常是固定价格的长期购电协议，为买卖双方提 供了确定的电量和价格。对于可再生项目开发商而言，PPA 是获得有竞争力的项 目长期融资的重要因素。传统 PPA 是由可再生发电商和公用事业公司之间就发电 量采购达成的协议。

然后，从公共补贴中寻求可再生价值的额外资金。而对于企 业可再生能源 PPA 采购，可再生能源发电量和绿色价值都将出售给企业买方。买 方有意通过购买绿色电力来改善其环境足迹。企业 PPA 为买方提供了其电力购买 来源的确定性，并避免了通过公用事业公司签订合同。

PPA 中约定的可预测收入 以及针对市场价格波动的保险条款是激励卖方的动力。企业可再生能源 PPA 采购 是在没有任何公共补贴的情况下达成的。与美国类似，欧洲的PPA的种类有很多，可以分为实体PPA（Sleeved or physical PPA） 和虚拟 PPA（Synthetic or virtual PPA）。合同条款包括如合同期、电量、 电价、绿证价格、交割期、交割点等，成为买卖双方电力购售和银行融资的基础。

实体 PPA 就是售电方和购电方直接签订，然后售电方再和电网公司沟通将电 力输送给给购电方，一般两者会在同一个市场区域，协议通常为 15 到 20 年，该 方法的劣势在于协议条目繁多冗杂。而虚拟 PPA 则是一种由企业和售电方签署的 金融差价合约，企业通过合约给定价格购电，售电方需要一份与电网公司签署的 一份独立的授权管理合同，通过此合同来获得即期付款。

虚拟合同能够使得跨国企业可以签订风电光伏 PPA 项目，比如德国企业采购 北欧国家或者西班牙的绿电，推动了 PPA 的快速发展，不用拘泥于本地发售用电。这既借助于欧洲统一电力市场和丰富的电力金融产品，绿电来源证书（Guarantee of Origin，GO）也起到了很大的作用。虚拟 PPA 合同机制下，售电和用电方不需要 位于同一电网甚至同一电力市场竞价区域，灵活性很高。波兰光伏电站 PPA 就是 虚拟合同。固定价格的虚拟 PPA 近似于差价合约。购电方支付固定价格给售电方 的风电场或光伏电站，收入则为电力现货市场价格以及绿证。

售电和用电方还可以同时参与电力市场，前者售电，后者从供电公司购电。相比之下，实体PPA 虽然也可以参用电力企业向购电方收取中介费用的方式，来把售电侧的波动电价转为平滑的固定价格曲线，同时售电方提供绿证，但是灵活 性还是不如虚拟PPA。

2013 年，欧洲只有 3 个国家开发了 PPA 项目，2020 年增至 13 个。欧洲企业 PPA 采购累计装机容量从 100MW 上升到 2020 年底的 11 GW，145 个项目中的 70% 为风电项目，2020 年，共签署了创纪录的 51 份购电协议，包括 24 份风力发电协议和 24 份太阳能发电协议。

西班牙和德国的采购量遥遥领先，这大力推动了无补 贴的商业可再生能源项目的发展。就发电量来说，光伏占 PPA 总发电量的 43%，约为 1.7GW，远远超过 2019 年的创纪录份额（29%）。太阳能 PPA 主要集中在西班牙，签署量超过 1GW，其 次是德国和法国。就装机容量来说，风力发电装机在已发布的PPA公告中继续领先，超过了2GW （52%），剩余的 PPA 容量来自水电、风能和光伏项目。截至 2021 年 7 月，欧洲已通过公司电力采购协议（PPA）签订了总计 15.5 千 兆瓦的可再生能源合同。其中，公司承购商的合同容量比 2016 年和 2017 年增长了四倍左右。

西班牙是签署企业 PPA 的主要欧洲国家之一。2020 年，欧洲 12 个国家签署 了近 4GW 的购电协议，其中西班牙占了超过 1.3GW，约占总数的三分之一。2020 年，太阳能 PPA 交易也集中在西班牙，签署量超过 1GW，其次是德国和法国。

2020 年 11 月，瑞士制药公司诺华 (Novartis) 签署了五份 PPA，这将为西班牙的产量增 加超过 275MW 风能和太阳能发电量。2021 年，西班牙的企业长期购电协议将继 续保持强劲势头，1 月，Danone 宣布与 Iberdrola 签署购电协议，每年为这家食品 公司的西班牙业务提供 73 GWh 的太阳能。

该合同将持续十年，将成为欧洲最大的 运营太阳能电场。荷兰的购电协议签订 1.3 亿瓦的可再生能源合同，其中的可再生能源大部分为 风能。总体来说，欧洲经验从鼓励清洁能源主动参与市场的角度，主要形成了多种 激励措施，分别包括固定电价制、溢价制、配额制、差价合约等形式。

（1）固定电价制 固定电价制具有强制上网、优先购买、固定上网价格等特点。其优势在于， 市场启动初期，以“承诺时间+固定价格”给予投资者以合理的激励，能够实现能源 规模快速扩张，并且有利于预估清洁能源发展水平，推动政府决策的良性循环；同时，固定电价机制简单明了，在管理、操作层面具有较强的通用性，能够针对 不同的清洁能源技术、不同的地区资源制定不同的电价，有利于降低清洁能源项 目交易成本,实现交易品种的互补性与多样性。然而，其弊端也是不可忽视的：一方面，固定电价制主要依靠政府推动，市 场主动竞争意识较弱，无法满足我国经济体制改革和电力体制改革的基本理念和发展模式；另一方面，其强制性和被动性不利于最大限度地降低清洁能源价格， 无法反应清洁能源建设成本的优化空间，同样无益于针对全局的电源结构选择性 建设合理的电源项目；此外，该制度的实施具有周期性，会随着社会发展和市场 规划修订，因此无论在管理成本还是投资计划上都会有较大投入，不稳定性也会增大。

（2）溢价补贴制 随着清洁能源开发规模的扩大，固定电价机制存在的弊端日趋显现，因此在 2005 年后，欧洲各国先后调整了固定电价补贴政策，以溢价补贴制的方式鼓励能 源参与市场交易。清洁能源企业可选择从政府直接获取固定电价补贴，也可选择 直接参与市场的溢价机制，且同样需要承担类似于常规电源的电力系统平衡义务， 通过市场化方式提高消纳能力，从而获得较高的收益。溢价补贴机制实现了清洁能源发电由全额收购向市场化方式的转变，适用于 清洁能源发电规模显著扩张的情况，此时由于发电成本已逐步下降，清洁能源具 备更强的优势参与市场化交易。不过，在该机制下，清洁能源在满足成本后可以 以零电价甚至负电价参与竞争，这将会拉低市场的边际电价，可能影响其他市场 成员的盈利。

（3）配额制 配额制的建立有力地促进了技术进步和成本降低，挖掘了清洁能源发电的“绿 色”属性，并通过市场机制赋予其相应的经济价值。在实施配额制的过程中往往还 进一步引入绿色证书交易制度，将清洁能源发电的“额度”表征为一种金融属性的、 标准化的、可交易的“有价证书”，由相关的交易机构来制定绿色证书的实施办法， 执行交易与结清。配额制通过法律保障与市场机制相结合的形式，有效促进了清 洁能源主动参与市场以及自我融合发展，通过市场化消纳的方式平衡了其与常规 机组的价格差异。同时，基于配额制的购电协议还可设定分时电价，从而引导可再生能源依照 价格信号安排发电。例如，在不同季节、工作日和周末分别设定电力负荷高峰和 低谷时段，并通过协定适当的峰谷电价，激励可再生能源采取一定的功率调节措 施，满足系统实时运行需求。值得注意的是，配额制在实施过程中应根据区域发展特性循序渐进。一是由 于其针对的是市场主体交易行为，在电力市场体系构建过程中，无法避免地需要 应对多种调整风险，包括价格、规模、时序等；二是配额制为通过市场化消纳清 洁能源的机制，但同时也规定了清洁能源占据电力供给的比例，当存在规模较大 的清洁能源发电商时，仍需避免垄断现象的发生；三是在配额制中，清洁能源参与市场化消纳的自由度较大，在监管规范、标准制定、体系建立等方面皆需要考 虑多种影响因素，以保证清洁能源电力产业的可持续性培育和远期发展。

（4）差价合约机制差价合约机制建立后，清洁能源发电商参与电力市场方式不变，依旧通过竞 价的方式参与电力市场。差价合约与溢价补贴相同之处在于，两种措施皆为鼓励 清洁能源发电直接参与电力市场，利用清洁能源低边际成本的价格竞争优势，提 高清洁能源消纳能力；不同之处则是差价合约机制给予清洁能源发电固定合约电 价，溢价补贴机制给予清洁能源固定补贴电价。市场参考电价是差价合约的重要内容，用来反映市场电价，从而决定清洁能 源发电商可以获得的差别支付。虽然参考电价不一定与电力交易的实际价格完全 吻合，但是该价格的制定需要能够反映发电商能够获得的价格水平。参考电价的 制定，可以在一定程度上避免清洁能源发电商无限度压低市场竞价。可再生能源 发电商会尽量以接近参考电价的水平竞价，从而获得差价合约的收益。

1.2.2 适用经验总结 因地制宜推进能源转型，发挥政策的多样化与创新优势。

欧洲部分地区具备 丰富的能源，地热、水电、风电、生物质供电、沼气等多种清洁能源在推动能源 转型中扮演了各自的角色。针对不同类型的市场失灵状况，欧洲实行了多种经济 政策工具，包括各种环境税、清洁能源补贴、能效补贴、排放交易体系、自愿减 排协议等。例如对参与排放交易体系的企业进行环境税减免，以补贴政策激励促 进自愿减排协议，形成了灵活有效的政策体系。中国作为一个幅员辽阔的大国， 各地区情况差异很大，各地应坚持因地制宜的原则，注重发挥好当地特色能源禀 赋优势。创新竞争性交易机制。招标在欧洲的运转情况良好，由于拍卖的份额越来越 大，会员国之间需要协调的情况也越来越多。为此，欧盟委员会正在开发一个电 子平台，登记所有可再生能源拍卖。

此外，还需要进一步利用新的商业模式，以 支持最终用户和供应商直接联系，并促进较小规模的供应商在市场上发挥作用。可进一步发展的有前途的模式包括 PPA 的使用、市场上集成商的角色以及为分布 式可再生能源项目制定协议和标准化合同，无论是单独的项目还是与能效项目结 合的项目。加强地区之间的能源互联互济。实现更高比例的可再生能源发展，需要着力 探索能源系统中可再生能源并网整合的解决方案。例如北欧国家在推进区域能源 一体化，开展能源及环境研究等领域具有广泛的合作。丹麦系统中各要素的高度灵活性促进了可变可再生能源发电的高比例渗透（约 45%），且弃电率接近为零。解决方案中还应包含系统灵活性方案，例如提高火力发电厂的灵活性、提高电力 和热力系统的整合集成度和互连性。未来，储能的应用也会增加，不论是直接储 能或是通过电加热和氢能的间接方式。我国也应积极推动水电、核电、风电、太 阳能等清洁和可再生能源合作（包括技术、装备和资源等），推动形成区域“能源 市场共同体”。通过对欧洲多元化政策执行情况的分析，“竞争性报价（拍卖）+长期 PPA”模 式更加适合当前的我国清洁能源发展，在补贴需求不增加的前提下，报价可以低 于煤电的基准价或煤电的“基准价 + 浮动价”。长期 PPA 意味着稳定的投资回报， 降低投资企业的风险，降低项目成本，降低投标或拍卖的价格水平。此外，对于 成熟度较低的可再生能源技术，这些项目在电力市场上没有经济竞争力，但至少 可再生能源基金的前期收入确定了技术成熟度低的可再生能源项目的新装机容量 规模，可采用差价合约方式，既能使可再生能源发电项目参与电力市场竞争，又能稳定投资回报，降低投资企业的风险。