“531”光伏新政引起业内广泛关注，在2017年我国光伏新增装机规模出现超常规增长的背景下，不限制新增规模只能倒逼光伏发电全面参与市场。全面参与市场也是新能源发电最终必然的选择，对于新能源行业而言，享受补贴的受限发展与全面参与电力市场，究竟哪一个是现阶段新能源行业的最优选择，需要先看看成熟电力市场国家新能源进入电力市场的模式。但毋庸置疑，我国现阶段新能源发展的速度和规模是任何一个成熟电力市场国家无法比拟的。国外通过溢价补贴、实施配额制、签订实物或金融协议等多种方式保障新能源收益，使得新能源能够以低电价参与市场竞价实现优先上网，用市场的方式实现新能源健康可持续发展。

国外新能源发展激励政策

　　总体来看，国外新能源激励政策主要分为两类。

电价补贴类政策

　　具体包括固定上网电价（Feed in Tariff， FIT）、溢价补贴（Feed in Premium， FIP）、差价合约（Contract of Difference， CfD）等1。其中，固定上网电价由政府直接为各类新能源发电确定一个高于常规电源或市场电价的上网价格，并通过法律要求电网企业根据这个价格全额收购新能源发电量。其中新能源上网电价高于常规电源上网电价或市场电价的部分，通过电价附加的方式向用户征收，弥补电网企业收购新能源发电的高成本。溢价补贴是在不对新能源单独确定上网电价，而采用市场电价或参照常规电源上网电价的情况下，给予新能源额外的度电补贴（也称为溢价补贴），一定程度上保证新能源发电的收益稳定性。溢价补贴来源也是通过电价附加向用户征收的资金。根据溢价补贴是否随市场电价变化，溢价补贴可以进一步分为变动溢价和固定溢价。差价合约即一方与新能源发电厂之间签订双向长期合约，以固定的合约价格购买新能源发电。实际运行中，新能源发电厂与常规电源平等参与市场竞争，按照发电量多少以及出清的市场电价，获得市场收入，一定程度上类似于“市场电价+溢价补贴”的方式，只是差价合约的合约价格是在市场竞争的基础上形成的，有利于降低新能源的溢价补贴。

　　德国、丹麦等欧洲国家主要采用电价补贴类政策支持新能源发展。例如，2012年之前，德国主要采用固定上网电价激励可再生能源发展，2012年之后，德国引入“市场电价+溢价补贴”，溢价补贴是对可再生能源发电直接参与电力市场售电收入相对于固定上网电价的损失的补偿，由于市场电价是变动的，而可再生能源固定上网电价相对固定，溢价补贴也相应变动；而丹麦是采用固定溢价的典型国家。英国自2017年开始全面实施可再生能源差价合约机制，由政府管理的专门机构——低碳合同公司（Low Carbon Contracts Company，LCCC)与低碳发电企业(>5兆瓦）签订的法律合同，为其提供长达15年的稳定上网电价，有效稳定企业投资的预期收益。

可再生能源配额制

　　即一个国家或者一个地区的政府用法律的形式对可再生能源发电的电量或占比的强制性的规定。配额承担主体主要是为终端用户供电的零售电商。配额制的施行往往辅以绿色电力证书交易（简称“绿证”）。可再生能源配额制通过强制性要求推动可再生能源发展，同时通过售卖绿证，可再生能源发电商也可得到一部分额外收入。虽然没有明确规定通过电价附加的方式由用户承担可再生能源配额制的成本，但零售电商一般会将这部分成本转嫁到用户侧。

　　美国和澳大利亚是实施可再生能源配额制的典型国家。澳大利亚对于单机容量大于100千瓦的可再生能源采用全国统一的可再生能源配额目标。美国没有全国统一的可再生能源配额目标，目前仅29个州有可再生能源配额制。在配额制之外，美国的新能源发电也享受基于税收抵免的电价补贴政策。

国外新能源参与电力市场的典型模式

　　国外新能源参与电力市场往往不考虑新能源的特殊性，与其他市场主体一样，平等参与电力市场交易。但是不同国家因新能源发展的激励政策不同，新能源参与电力市场的方式有所差异。同时，对于同一国家的不同新能源发展阶段，新能源发展激励政策以及新能源参与电力市场的方式也不同。以新能源发展激励政策为主线，新能源参与电力市场典型模式可分为以下几类：

　　基于固定上网电价，由电网企业统购统销，新能源不参与电力市场

　　固定上网电价是德国、西班牙等欧洲国家早期扶持新能源发展的主要政策。最典型的例子是2012年以前的德国。

　　这种模式下，输电网运营商按法律规定的固定上网电价，对其电网覆盖范围内的新能源发电量予以保障性收购，并将其在电力市场中打捆统一竞价销售。为保证转售成功，输电网运营商统一预测其网内需要统购统销的新能源发电出力，以较低的报价在日前和实时电能市场中售出。由于政府规定的新能源固定上网电价往往高于市场电价，输电网运营商按固定上网电价购入新能源发电量的成本与出售新能源发电量获得的市场收入之差，通过配电网运营商按用电量比例疏导给用户。新能源发电商不负责预测发电功率，不承担竞价交易失败的风险，也不参与辅助服务成本的分担。对于新能源发电出力偏差，由电网公司统一在调节功率市场上购买调节服务进行平衡，由此引起的成本由电网公司通过过网费回收。

基于“市场电价+溢价补贴”，新能源带补贴直接参与电力市场

　　随着新能源发电装机的快速增长，早期采用新能源固定上网电价、电网统购统销的德国和西班牙等欧洲国家纷纷调整新能源发展政策为“市场电价+溢价补贴”，推动新能源直接参与电力市场。其中德国采用变动溢价补贴方式，丹麦采用固定溢价补贴方式。

　　这种模式下，新能源直接参与电力市场竞价，在电力市场中，新能源以其低边际成本优势，主动报低价甚至负电价，获得优先发电机会。在市场收入之外，新能源还有补贴收入，一定程度上可以规避新能源直接参与电力市场的风险，稳定新能源发电的收益。在电力市场中，新能源电站需要按照电力市场规则承担类似于常规电源的系统平衡责任。当新能源发电实时出力与在市场中竞标的发电计划出现偏差时，需要承担相应的平衡成本。对于新能源发电出力偏差处理，和常规电源类似，新能源发电一般通过参与日内市场连续交易以及调节功率市场调整发电计划，减少出力偏差，并根据出力偏差大小和方向承担平衡成本。

　　基于可再生能源配额制，新能源发电直接参与电力市场或者不由电力公司代表新能源发电参与电力市场

　　美国和澳大利亚是实施可再生能源配额制的典型国家，一般都通过电力市场实现新能源消纳、绿证市场实现配额目标，但在具体的配额实施方式以及新能源参与电力市场方式上有所不同。

　　澳大利亚对于单机容量大于100千瓦的可再生能源采用全国统一的可再生能源配额目标，并且具有全国统一运营的电力市场。新能源发电直接参与电力市场竞价实现消纳；发出的新能源电量可以登记绿证；承担配额的售电商自产新能源发电或通过在绿证市场购买绿证实现配额目标。

　　美国没有全国统一的可再生能源配额目标（目前仅29个州有可再生能源配额制），也没有全国统一的电力市场，甚至部分州还没有建立竞争性电力市场。新能源参与电力市场方式可分为两种：一是对于实施可再生能源配额制且不存在竞争性电力市场的地区，新能源发电不参与电力市场，与垂直一体化电力公司签订长期购电协议，一般20年左右，由垂直一体化电力公司通过优化自身发电组合，实现新能源发电的最优消纳。二是对于实施可再生能源配额制且存在竞争性电力市场的地区，一般由与新能源签订长期购电协议的电力公司代表新能源发电参与电力市场。例如美国加州，对于新能源发电出力偏差，美国电力市场采用双结算机制激励包括新能源在内的各类发电减少出力偏差，并为出力偏差支付一定的“惩罚”费用2。新能源发电预测误差将对市场主体收益产生明显影响，新能源发电商非常重视风电预测精确性和报价策略合理性。

　　这两种方式均通过物理性的长期购电协议保证新能源发电商具有稳定的收入来源。考虑电力公司完成配额目标的要求，这两种方式下的长期购电协议往往约定新能源发电与绿证捆绑销售（也称捆绑型PPA3）。对于可能出现的弃风弃光问题，长期购电协议中往往约定一定的弃风弃光电量免责，超过规定电量后，弃风弃光损失由电力公司承担。部分长期购电协议中也设定新能源发电的分时电价，从而引导可再生能源依照价格信号安排发电。在可再生能源配额制之外，美国还出台税收抵免等补贴政策。一般而言，税收抵免对应的新能源发电补贴收入不计入长期购电协议价格，而由新能源发电商单享。

基于差价合约或虚拟购电协议4或其他中长期金融合约，新能源发电直接参与电力市场

　　在签订差价合约的基础上直接参与电力市场的方式主要是英国。英国于2017年针对可再生能源施行差价合约，由低碳合同公司与低碳发电企业(>5兆瓦）签订差价合约合同，为低碳发电提供长达15年的稳定上网电价。发电商像往常一样通过电力市场出售电力产出，然后获得电力售价与执行价之间的差别支付，降低可再生能源发电商的收益风险。

　　在签订中长期金融协议或虚拟购电协议的基础上直接参与电力市场的方式主要是美国。这些方式往往与新能源发展政策没有直接关系，但近年来在美国十分流行，主要背景有三个：一是部分州新能源开发规模大于配额制指标要求，新能源发电企业找不到可签的PPA。二是近年来PPA价格呈逐年下降趋势，对新能源发电的吸引力不足。三是非电力公司与新能源发电商签订虚拟PPA的积极性越来越高。2015年，非电力公司与新能源发电商签订的虚拟PPA已占所有新能源PPA的40%。其中，高科技企业是签订新能源虚拟PPA的主要力量。这些高科技企业往往制定了高比例可再生能源利用目标。

相关启示

　　从国外新能源发展的历程来看，基于固定上网电价、由电网企业统购统销且不参与电力市场对新能源产业发展激励力度最大，但主要适用于新能源发展初期，可推动新能源快速形式一定的规模。随着新能源发电规模增加，参与电力市场是新能源必然选择。

　　新能源直接参与市场是目前国外消纳新能源的主要方式。虽然部分国家早期采用固定上网电价由电网企业统购统销新能源，但随着新能源规模增加导致补贴压力以及电网运行压力增加，这些国家纷纷做出政策调整，促进新能源直接参与电力市场。从国外新能源参与的电力市场类型来看，基本都是直接参与现货市场。

　　在市场之外，都有一定的保障机制或规避风险机制稳定新能源收益，现阶段基本没有新能源在没有任何补贴或者收益保障的情况下参与市场。

　　保障机制都是收益保障机制，要么通过差价合约、虚拟PPA等锁定中长期电量价格，要么在市场电价之外给予额外的补贴，确保新能源消纳电量的机制很少。唯一类似于确保新能源消纳电量的机制是在可再生能源配额制约束下，新能源发电企业与电力公司签订长期物理购电协议。但与我国不同的是，这些电力公司往往是具有一定发电资产和用户的电力公司，具有实现发用电资源整体优化的有利条件。同时，这些PPA中也会约定分时电价，引导可再生能源依照价格信号安排发电。

　　注1： 除固定上网电价、溢价补贴、差价合约外，新能源电价补贴类激励政策还包括税收抵免 、拍卖招标 等。税收抵免政策对于符合条件的新能源发电所有者，根据设备投资或一定期限内的每千瓦时发电量，给予个人或企业所得税抵减。拍卖招标一般是政府在确定拟招标的新能源发电规模后，通过招标方式优选招标电价最低的新能源发电技术，在一定期限内，按照其招标电价收购其发电量。

　　注2： 双结算机制即实时市场与日前市场分开结算，只结算实际发电量与中长期以及日前交易量之间的偏差（净额结算）。由于实时电价波动比日前剧烈得多，例如2017年7月ERCOT日前市场最低/最高节点电价分别为16.47 美元/兆瓦时和311.81 美元/兆瓦时，而实时市场最低/最高节点电价分别为2.56 美元/兆瓦时和2045.92 美元/兆瓦时，波动幅度是日前市场的近7倍。

　　注3： 根据新能源发电量是否与绿证捆绑销售，长期购电协议又可细分为捆绑型和非捆绑型。对于需要完成配额制目标的电力公司，往往签订捆绑型长期购电协议。对于非捆绑型长期购电协议，新能源发电可以通过单独签订绿证购买协议或在绿证市场销售绿证。

　　注4 ：虚拟购电协议（虚拟PPA）也类似于一种中长期金融合约，购买者和新能源项目开发商协商确定一个长期（如10~25年）的价格。购买者仍从当地电力公司购买电力，新能源发电将电卖到现货市场，如果市场价格比合约价格高，则购买者将得到高出部分；如果市场价格低，购买者将支付给新能源开发商市场价格与合约价格的差价，以帮助新能源开发商和购买者应对未来电力价格风险。（国网能源研究院　李琼慧　王彩霞）