2024年新型电力行业体系绿色市场篇：风险与机遇并存-静待政策拐点

2024年新型电力行业体系绿色市场篇：风险与机遇并存_静待政策拐点1、国内：绿电入市进程加快，绿证需求侧弱支撑下环境溢价有待释放入市前：风光补贴逐步退坡，2021年起进入平价时代我国早期以定额补贴全额收购绿电。为促进国内风光装机规模化发展，2007年国家发改委发布《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》规定可再生能源电量全额并网；分别于2009年和2013年对陆风和光伏依据资源禀赋划分资源区并设置标杆电价，于2015年明确近海、潮间带海风上网电价。自此，国家对标杆电价与燃煤基准电价的差额进行补贴（按20年期限或全生命周期合理利用小时数），以保障绿电发电企业盈利。补贴资金源于可再生能源发展基金，由国家财政专项资金和向电力用户征收的可再生能源电价附加收入构成。伴随装机量提升、技术成本下降，我国绿电补贴逐年退坡，于2021年步入平价时代。一方面，随着风光上网电量规模不断增加，尽管可再生能源附加征收标准自2012年0.008元/度（非居民用电）逐步上调至2016年0.019元/度，因绿电电量增速远高于售电量增速，可再生能源发展基金出现资金缺口，2020年绿电“抢装潮”后当年底补贴缺口突破3000亿元，2021年补贴拖欠规模扩大至约4000亿元。另一方面，随着绿电技术进步，风光度电成本均迅速下降，2011-2022年分别下降0.35、1.61元/千瓦时。考虑到项目合理收益水平，我国风光补贴逐年退坡，陆风、光伏项目于2021年起、海风项目于2022年起平价上网（电价按各地燃煤基准电价）。补贴阶段，由于绿电享受“全额保障性收购”制度与“保量保价”政策，盈利稳定性相对较高，主要风险为补贴款回收。入市后：保障性收购规模缩减，市场化交易为大势所趋目前绿电通过保障性收购和市场化交易两种方式消纳。2024年3月，国家发改委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，明确可再生能源上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。1）保障性收购，政府对保障性利用小数以内的电量以标杆电价“保量保价”收购；2）市场化交易，收益结构为电能量价格+环境价值-消纳成本。绿电参与市场化交易包括常规市场化交易和绿电市场化交易，前者与常规电力同台竞价实现电能量价值，并以绿证实现环境价值，后者为仅供绿电参与的具有环境溢价的交易方式，可同步兑现电能量与环境价值。其中，关于存量补贴绿电项目，根据《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，可统一参加绿电或绿证交易；绿电交易溢价等额冲抵补贴（可优先兑付冲抵后剩余补贴）或归国家所有（超出补贴部分）；若放弃补贴则全部收益归发电企业所有。故当溢价超过补贴金额且收益相对稳定时，运营商才存在放弃补贴参与绿电交易的可能性。保障性收购电量以标杆电价全额结算，份额逐年减少。2016年，为有效缓解弃光弃风现象，国家发改委发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，对各类资源区设置最低保障性收购小时数并要求地方政府对保障性收购电量以标杆电价全额结算。随着绿电并网增加以及成本下降，各省对保障性收购小时进行调整，总体呈现下降趋势。以新疆优先发电计划为例，2024年风光保障性收购小时同比下降270、420h，较2016年规定I类资源区最低保障性收购小时数已下调570、700h。推动新能源上网电量全面入市。随着各省保障性利用小时数下降，我国绿电市场化交易规模稳步提升。2022年新能源市场化交易电量为3465亿千瓦时，占绿电总发电量38.4%，2023年交易规模升至6845亿千瓦时、同比+97.5%，占绿电总发电量47.3%、同比+8.9pct。2022年1月国家发改委、能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提出，2030年实现新能源全面参与市场交易。风光出力特性导致其市场化电价面临折价且存消纳风险。用电低谷通常出现于后半夜和午后，而前者为风电出力较强时段、后者为光伏大发时段，供需错配导致极端情况下绿电大幅折价且面临弃电率上升的风险。例如据兰木达电力现货统计，山东绿电日前均价普遍低于燃煤基准价0.05-0.20元/度；2024年多数省份新能源电价政策亦整体呈现降价趋势。尽管个别地区推出政府授权合约机制（如广西省）以稳定市场化电量电价（低于原燃煤基准价），但我们认为其为市场化的过渡政策，伴随风光入市比例增加和现货市场完善，综合电价进一步下行概率较大。此外，我国部分省区弃风、弃光率明显上升，如河南省、甘肃省2023年弃风、弃光率同比+1.4、+3.2pct；2024年2月全国弃风、弃光率均超6%。辅助服务费用为绿电主要消纳成本，定价与疏导机制逐步清晰辅助服务旨在平衡电力实时供需偏差，如绿电高发叠加用电低迷时段，通过火电降低出力等方式帮助风光上网消纳，故绿电作为主要受益方，按照“谁受益、谁承担”原则分摊相应系统费用。早期我国辅助服务需求较低，费用仅在发电企业内部分摊；随着绿电并网量提升，市场规模明显扩大（据国家能源局数据，2023H1为278亿元），但由于多数地区电力市场成熟度欠缺，费用未充分向用户侧传导，2024年2月发改委明确现货市场未连续运行地区不向用户侧收取辅助服务费用，风光系统性成本压力仍然较大。此外，各细分市场定价机制逐步完善，如规定调峰价格上限不高于平价绿电上网电价，且随着现货市场建立，用户侧有望更加有效地参与费用分摊。绿色市场：需求侧支撑较弱，盈利矛盾待政策完善我国风光环境价值主要通过绿电交易溢价、绿证价格和碳市场价格实现。整体而言，与欧美国家对比，国内绿色市场建设仍有待完善，消费侧实际用电主体的强制考核指标需进一步明确。目前国内绿电环境溢价约2-3分/千瓦时，较欧美国家偏低。绿证成交规模持续扩张。我国自2017年起建立绿证交易体系，并于同年7月启动认购交易，但早期绿证主要定位为填补补贴退坡后绿电价格缺口，定价较高，导致市场积极性受挫。绿电平价上网后，低价绿证的供应为市场注入活力，2022年无补贴绿证成交量大幅增长至384.60万张。2023年8月我国对绿证核发覆盖范围进一步扩大，绿证交易规模持续扩张，至2023年12月13日，国家电网绿证累计交易量已达到2317万张（截至2022年底，全国累计交易绿证数量仅1031万张）。绿证成交均价中枢小幅下行，2024年3月成交价格约0.023元/度。2021年我国风光无补贴绿证成交均价分别为50.0、50.2元/张，2023年1-7月成交均价分别降至41.6、42.4元/张。2023年8月在绿证供给量扩大的背景下，绿证价格延续下滑趋势（例如广东省2024年度绿证成交均价为10.38元/张，同比下降51.1%）。据中国绿色电力证书认购交易平台公布数据，2024年3月挂牌交易成交价均价约23元/张，即0.023元/度。企业消费积极性低为绿证价格低迷的主要原因。一方面，我国绿证消费以责任消纳与企业自愿参与为主，尽管可再生能源电力消纳责任权重对各省做出量化规定，但实际运行中存在责任指标松紧不一、责任未通过市场交易充分落实至用电侧、对市场主体考核惩罚措施缺失等问题，导致绿证购买积极性不足。另一方面，中国绿证与国际绿证的互认机制、电碳市场衔接尚未充分落实，企业所购买绿证通用性受限，影响外贸企业等用户的购买意愿。绿电交易量提升，但仍仅较小比例电量参与。根据中电联数据，2023年全国绿电省内交易电量累计达430.6亿千瓦时，同比增加181.2亿千瓦时，同比+72.65%；2024年1-2月交易量达129.7亿千瓦时，同比增加96.6亿千瓦时，同比+291.84%。但由于绿电交易主要以用电侧自愿认购为主，且证电合一受电力传输容量和电力市场交易机制约束，2023年其交易规模占绿电发电量占比仅约3.90%。绿电交易成交价中包含环境价值，溢价保持0.02元/度以上。在我国2021年9月首次启动的绿色电力交易中，17省份交易电量达到79.35亿千瓦时，绿电溢价约0.03-0.05元/千瓦时。广东、江苏等地后续电力中长期交易中可持续观测到此类溢价出现，2023、2024年广东省绿电长协交易溢价分别为0.088、0.023元/千瓦时（包括绿电成交电价高于燃煤基准电价部分以及绿色环境价值成交价，下同），但广东受电能量价格调整的影响，至2024年4月，绿电交易溢价为0.020元/千瓦时。CCER市场重启月余，目前对应环境收益略高于0.03元/度。自2017年3月发改委暂缓CCER项目备案以来，仅有存量CCER交易；2024年1月22日于北京重启。根据复旦大学可持续发展研究中心碳价指数，2023年期间我国CCER价格走势有所分化，价格较高的北上广CCER成交价格走低，而价格较低的其余地区CCER成交价格上升，市场价差缩减。至2024年3月，全国范围CCER中间价格为65.43元/吨，若以1MWh电量=0.5703t二氧化碳=0.5703CCER折算，约带来0.037元/千瓦时的环境价值。2、我国绿电发展进程晚于欧美，他国绿电市场建设经验可供参考目前欧美已实现碳达峰，且计划于2050年实现碳中和；2020年我国明确“2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”目标。2023年中国、欧洲、美国绿电发电量占比分别为15.82%、25.68%、15.04%；国内与欧洲2019年水平（16.78%）较为接近，且仍处于快速发展阶段，风光装机增速均高于欧美国家。此外，尽管我国风光发电量已略超美国，但其绿色电力市场已运行20余年，市场化经验丰富。通过复盘欧美国家绿电电价机制，我们发现其同样经历补贴退坡与市场化交易快速发展的过程，对我国现阶段风光盈利机制演变具有借鉴意义。2.1、借鉴美国：强制市场配额制明确绿电需求，自愿市场多样机制提供交易活力美国绿电收益主要由电量电价、生产税抵扣或投资税抵扣、环境价值三部分构成。电能交易以中长期交易为主（保障收益）、现货交易为辅（以加州和得州为例，占比约10%），生产/投资税抵免有助于激励绿电生产，可再生能源配额制（RPS）对绿电提出强制需求（通过可再生能源证书REC实现）且具有多元的自愿市场机制。不同于国内，美国辅助服务费用主要由终端用户分摊，并未给绿电企业带来较大盈利压力（据美国能源信息署预测，2023年美国辅助服务费用折合度电价格1.6美元/MWh）。交易规模方面，美国绿色电力市场始于20世纪90年代，1998年4月加州首先开放独立的绿色电力交易品种，设置以强制市场为主的交易体制；2022年美国强制、自愿绿色市场交易规模总计约6109.45亿度。电量电价：伴随绿电渗透率提高，消纳瓶颈致使电量电价波动美国电力现货市场以节点边际电价（即满足负荷需求的最后一单位机组的报价即为市场成交价格，所有机组均按此价格成交）为主导，该机制对供需失衡较为敏感。由于风光出力曲线与用电需求曲线错配，绿电高发时段电价下跌的概率较高。以绿电占比较高的得州与加州为例，2008年得州西部地区首次记载负电价，当年超1100小时电价为负，主要由于风电投产容量快速提升，而外送东部发达地区的线路容量不足；2020年4月26日加州部分节点于10:00-13:00期间边际电价为负，为光伏主要出力时段。绿电税收优惠政策（补贴）：以PTC与ITC为主，《通胀削减法案》再次将其延期PTC（生产税抵免）主要面向风电机组，项目发电量在10年有效期内持续获得减税。该政策此前逐步退坡已于2021年年底到期，2022年8月美国《通胀削减法案》将其延长至2026年底（后由技术中性税收抵免接替并于2032年到期），抵免单价为1.5美分/千瓦时，其中2022年通货膨胀系数调整后为2.6美分/千瓦时。其与产能挂钩，发电稳定的可再生能源项目选择PTC更为有利。ITC（投资税抵免）主要面向光伏机组,项目投资成本的30％可在所得税中抵扣，减免比例于2020-2021年期间降至26%。《通胀削减法案》延长该政策至2034年底，现阶段抵免提升至30%，随后于2033、2034年分别降至26%、22%，并于2035年到期。绿色市场：强制与自愿市场并行，成熟丰富的交易体系和交易种类有效释放环境价值绿证在两类购电市场均为主要交易方式，承载环境价值。根据美国能源信息署数据，2021年美国绿证交易成交额约114.5亿美元，其中强制市场占比95%。过去十年中非太阳能强制绿证价格介于1-50美元/MWh之间（目前纽约州绿证大约30美元/MWh)，太阳能强制绿证介于150-680美元/MWh之间；自愿性绿证在1-10美元/MWh之间波动。自愿市场非捆绑绿证价格显著低于强制市场，曾于2017年2月跌至0.28美元/MWh，此后由于碳减排意识增强、多数企业设定可再生能源利用目标，且绿电购电价格逐渐接近其他电源、经济性显现，非捆绑绿证价格攀升，于2021M8达到6.6美元/MWh。其绿证追踪系统为每千度绿电分配一个具有唯一编码的绿证，限制绿证仅可在账户持有人间转移并只能出现在一个追踪系统账户中，监管机构可以有效避免绿电交易量的重复计算，进而核实各购电主体绿电以及其他清洁能源履约比例。同时，绿证追踪系统确保了绿证环境属性的唯一性，因而得到RE100等组织的广泛认可。（1）可再生能源配额制（RPS）为强制市场主要政策，对用户侧绿电消费提出强制要求。RPS政策已实行20余年，其规定售电公司可再生能源电量的采购/销售占比，如加州要求至2030年电力零售商60%销售电量为清洁能源、2045年达到100%。同时，大部分州设置惩罚机制，罚金范围一般为10-50美元/兆瓦时。截至2023年底，美国已有28个州以及华盛顿特区制定可再生能源消费标准、11个州制定清洁能源消费标准，且大部分地区要求当地售电公司2050年前实现销售电量100%源于可再生能源/清洁能源，有效促进各州绿电发展。为完成RPS目标，可通过扩大可再生能源电力供应（购电、收购机组等）以及购买绿证(RECs)实现。（2）自愿市场近年来发展迅速，购电项目多样化。自愿市场以满足消费者自身绿电消费意愿为出发点，帮助企业履行可持续发展的社会责任、完成内部可再生能源目标。供销渠道和方式较为灵活，通常均附带有可再生能源绿色证书。根据NREL，自愿市场交易规模自2012年的537亿度增长至2022年的2730亿度，10年CAGR+17.65%，其市场占比自2012年30%增长至2022年45%。自愿市场较强制市场更为灵活，主要包括管制市场、半管制市场、放松管制市场，具体交易方式包括非捆绑绿证市场、自愿购电协议（PPA）、竞争市场、绿色定价、绿色电费等。公用事业绿色定价与公用事业绿色电费为配合管制市场（非市场化）的两种交易模式。前者主要适用于居民用户和小型商业用户，消费者除了支付电能量价格外，还需通过公用事业账单附加选项完成绿电费用支付，以完成额外绿电需求获取绿证，附加费用金额通常约10-20美元/MWh。后者主要面向大型非居民用户，合同期限通常为10-20年（价格固定价格固定且与电力批发市场价格挂钩）。由于美国只有少数公用事业公司拥有有限的交易额度，相关项目通常很快被完全订购，且部分项目价格与电力批发市场（如PPA等）价格挂钩，在供给紧张与市场电价走高双重影响下交易价格上升。非捆绑绿证市场打破购电地理限制，占绿电自愿市场最大份额。与强制市场“证电合一”的捆绑式绿证交易不同，非捆绑绿证市场将绿电与绿证的购买分开，打破了传统购电地理与数量因素上的限制，为绿电市场提供灵活性。非捆绑绿证市场规模保持稳定增长趋势，2022年交易电量1101亿度，同比增长3.28%，在自愿市场总交易量中占比约40%。非捆绑绿证价格低于强制绿证价格，整体呈现先降后升的变化趋势。非捆绑绿证由于长期供大于求，价格明显低于强制性绿证。2017年2月非捆绑绿证价格跌至历史最低0.28美元/MWh，随后三年内其价格缓慢回升，于2020H1末恢复至1.20美元/MWh；随后由于下游需求扩张，非捆绑绿证价格迅速攀升，于2021M8攀升至6.6美元/MWh。除非捆绑绿证外，自愿购电协议（PPA）亦为非管制市场的重要交易模式。自愿购电协议主要面对大型非居民用户，是一种以10-20年长期合同为形式的绿电购电手段，以是否涉及实体电力传送分为实体购电协议（physicalPPA）和虚拟购电协议（virtualPPA）两类。与我国绿电交易模式不同，自愿购电协议自项目前期融资阶段切入，项目建设之初交易双方签订协议并锁定未来现金流。该模式可作为绿电项目融资的基础，帮助项目获取低息贷款，提高绿电厂商收益。（具体交易方式于2.2节欧洲绿电PPA部分一并梳理）自愿购电协议市场规模持续增加，已成为自愿交易市场第二大交易模式。根据NREL数据，美国PPA市场交易量规模自2012年24亿度增长至2022年888亿度，十年CAGR+43.49%；消费者规模自2012年154家增长至2022年732家。截至2022年底，PPA交易规模占美国绿电自愿市场成交量比例33%，仅次于非捆绑绿证市场。2020年起PPA成交价格持续上升，保障电力运营商盈利水平。根据美国劳伦斯伯克利国家实验室，受供给旺盛以及绿电成本下降影响，2009-2019年期间美国绿电PPA成交价格持续下行，而在下游绿电需求日益增长的推动下，2020年起PPA成交价格企稳回升。据LevelTenEnergy的PPA价格指数（P25指数代表清洁能源项目PPA报价25th%），至2024Q1北美P25购电协议报价达约57美元/兆瓦时，为2021年同期水平的1.8倍。除上文四种主要交易方式外，美国自愿市场交易方式还包括竞价市场、社区集中采购、社区太阳能和自行发电等。多样的绿电交易项目与合同方式具备较大灵活性，为绿电价值释放提供良好条件，一定程度缓解电能量价格波动与未来税收补贴退坡带来的不利影响。2.2、借鉴欧洲：高绿电渗透率下，欧盟绿证GO与各国政策协同互补类似地，欧洲绿电运营商的收益主要由电量电价、各国补贴、环境价值构成。其中，电能量市场同样以中长期交易为主（占比约60%）、2023年绿电发电占比提升&系统灵活性欠缺下现货市场负电价再创新高；伴随绿电成本下行，各国补贴已逐步退坡，从补贴模式过渡到长期购电PPA协议（类似国内绿电交易，环境溢价包含在价格中），同时欧盟绿证GO（类似国内绿证，自愿市场）交易价格亦体现其绿色价值。此外，欧洲辅助服务费用主要通过输电费或系统调度专项费向用户侧传导成本，未造成发电侧过多负担。欧洲为绿电发展最早的地区之一，除2021年风资源欠佳叠加冷冬燃气发电高增外，绿电发电量占比持续增加。截至2023年底其风光发电量占比达25.7%，较国内高9.9pct。为缓解能源供应安全问题、降低化石能源对外依赖度，2023年欧盟修订版《可再生能源指令》发布，要求2030年能源消费中可再生能源占比提升至45%（前一版指令为32%），其中工业系统每年可再生能源消费占比需提升1.6%。该政策有望促进欧洲绿电需求空间进一步扩张，为绿色价值释放提供基础。电量电价：绿电渗透率提升&系统灵活性欠佳诱发欧洲出现较频繁的负电价现象欧洲现货市场的负电价通常出现在风光高发时段，以绿电占比较高的德国为例，其北部地区风力资源丰富、南部阳光充足，而火电灵活性相对较差，阶段性用电低谷与风光出力高峰叠加易引发负电价（刚性发电设备与低需求矛盾），2017年以来年负电价小时数均高于50h。2020年受影响，用电需求疲软，德国、法国和瑞士等国负电价小时数创历史高峰；2023年欧洲地区绿电发电占比进一步提升，而系统灵活性欠缺问题尚未解决，以西欧、北欧为代表的高绿电占比国家负电价问题再次爆发，据ACER报告，欧盟54%地区负电价频次再创2017年以来新高，德国、英国全年负电价时长达300h、214h。欧洲通过加强市场平衡机制应对负电价问题。1）提高可再生能源补贴等政策灵活性，例如德国、法国现货市场负电价持续超过4、20h后，可再生能源补贴将被取消，动态补贴机制有效抑制供需失衡期间电厂出力；2）通过市场耦合完成电量的跨境调配、扩展平衡区域，以西北欧电力市场为例，若德国、法国电价较低或出现负电价时，丹麦、瑞典通过进口电力，以助电力价格收敛回正；3）加强电源的灵活性，例如德国煤电&燃气灵活性改造、法国核电机组负荷跟踪等改造、热电联产与电转热的协同。以德国现货实时平衡机制为例：德国在绿电快速发展的同时，亦实现了电力系统稳定性逐步提升，备用、调频等使用量稳中有降，背后主要得益于其现货实时平衡机制的建立。德国平衡机制主要由平衡责任方（电厂、工业用户等供需双方）、输电系统运营商（电力调度）、平衡资源提供方（提供备用容量）三类主体构成，涉及现货、备用两种市场；当责任方发用电达不到自平衡时输电运营商需调度备用机组。由于备用电价通常高于现货电价，价差（系统平衡费用）由发用电责任方承担，提供经济刺激。绿电补贴：伴随绿电成本下降，各国补贴已逐步退坡德国：由固定上网电价（固定补贴）到发电招标制度（竞价补贴）2000年《可再生能源法》（EEG-2000）提出可再生能源固定上网电价机制，对风电、光伏等可再生能源分类别设置固定上网电价与补贴额度，并要求根据技术进步情况逐步递减；EEG-2017修订版引入可再生能源发电招标制度，中标项目享有20年竞标电价补贴费率，结束了固定电价机制，加快市场化发展。其中，光伏补贴除2004、2005年两年小幅回升（响应“十万屋顶计划”）以外均保持稳定下降趋势，自2000年507欧元/MWh降至2022年213欧元/MWh。期间，EEG-2014进一步细化退补条例，规定每季度首日对退补率进行调整（基础率0.5%，每月退补），若该季度前12个月德国新增光伏装机规模为2.4-2.6GW之间则退补率保持0.5%，若新增量超额则逐步升至2.8%，反之下调。由于原降价机制不确定性较大，2023-EEG明确自2022年7月至2024年2月间并网电价保持不变，自2024年起每半年下调一次并网电价，降幅为上半年度电价1%（2024年补贴约61-133欧元/MWh不等）。此前绿电上网电价与市场价格的差额主要由用户缴纳的EGG税金支付。为减轻消费者电价负担，德国自2023年初起取消用户电费中可再生能源附加税（EGG税），此后由排放交易收益与联邦预算补贴补足。英国：由可再生能源义务制度转向差价合约2002年，英国开始实施可再生能源义务制度（RO），明确供电商为责任主体且其提供的可再生能源电力必须达到一定比例：2003年达3%、2010年达10.4%、2015年达15.4%。同时引入匹配的绿证市场，可再生能源发电企业生产1MWh电量对应一个绿证（2009年起根据发电技术及投产时间调整电量与证书数量对应关系）；绿电交易价格为电能量价格与绿证价格之和，例如2014年英国日前市场交易平均电价为42.02英镑/兆瓦时，绿证价格为44英镑/兆瓦时。随着风光发电成本下降、电力市场不断成熟及用户电费负担的加重，英国2014年起开始采取招标确定固定电价的可再生能源差价合同，并于2017年接替RO制度。差价合约（ContractforDifference）为将市场机制下可变电价转为固定履约价格的工具，以15年长期合同签订。发电企业与政府旗下的低碳合同公司（LCCC）签订履约协议（投标确定价格），若市场电价低于履约价格，发电企业可从LCCC收取差额部分的补偿金额，反之则由发电企业支付超额差价。该交易机制规避了长期电价的波动风险，保障开发商收益率以及用户合理权益。2023年11月英国启动第六轮差价合约拍卖流程，陆上风电、海上风电（固定式）、光伏投标电价上限分别为64、73、61英镑/兆瓦时，同比+21%、+66%、+30%。欧洲其他主要国家同样经历绿电补贴退坡：法国逐年动态下调光伏固定电价补贴，将资金重心转移至光伏的新兴发展领域；荷兰通过上网补贴计划SDE+对绿电进行支持，自2016年0.15欧元/千瓦时逐步下调，2020年起基本停止；意大利自2020年底停止绿电余电上网电价补贴，仅以市场价格对多余电力进行收购。其中，荷兰与意大利两国的可再生能源补贴为政府拨款支付；德国、法国、英国由用户电费中税收款项提供。绿色市场：欧洲绿电PPA、欧盟绿证价格中枢整体上行由补贴模式过渡到长期购电协议，欧洲绿电PPA价格中枢上行。欧美PPA机制类似于国内绿电交易，发用电企业签署长期购电协议，环境溢价通常包含于总价格中。近年来伴随欧洲新能源装机规模快速提升、补贴逐步退坡，其绿电PPA交易规模持续增长，2023年合同量创新高至16.2GW（增幅超40%）。此外，绿色转型、稳定用电成本支撑其需求侧增长，叠加能源危机、供应链价格上涨等影响，据LevelTenEnergy欧洲P25购电协议（PPA）报价，2021Q2至2023Q1欧洲绿电PPA价格大幅提升，价格接近90欧元/MWh；随着天然气供应趋稳，2023Q2起价格回调趋稳，2024Q1价格约81欧元/MWh。但PPA协议亦存在一定局限性，例如2022年用能成本飙升的背景下，前期签订的PPA价格远低于市场出清价，且新能源企业的偏差电量需以较高购电成本履约，绿色价值未得以体现，违约导致交易规模收缩。欧美绿电PPA交易模式梳理：1）交易对象：用户与发电企业直接签订双边协议，或者通过第三方（公用事业或售电公司）签订购电协议，除了固定价格外，合同亦对售电量（物理PPA一般会要求售电曲线）、违约责任等作出规定。2）交易需求：对于售电企业，因新能源补贴逐步退坡及电能量现