可再生能源——尤其是風電和光伏——在歐洲發展迅速，2020年發電量占比已經近40%，這與歐洲對可再生能源的激勵政策密不可分，其中2009年發布的可再生能源指令和歐盟的能源氣候目標起到了很大的作用。

總體來看，歐洲各國可再生能源的激勵政策，經歷了從大規模的政府補貼到市場競價的發展過程，推動可再生能源逐步深度參與電力市場，通過市場機制實現高效消納。

可再生能源的快速發展，通過集合競價商參與電力市場，也對電力市場帶來了變化，導致日內市場愈發活躍，交易品種也更加精細。另一方面，邊際成本幾乎為零的新能源拉低了電力現貨市場價格，但補貼在消費端體現，零售電價被推高。

隨著新能源成本降低、補貼退坡，以及越來越多公司提出碳中和目標或強制公布綠電份額，長期購電協議（PPA）日益壯大，成為當前新能源進一步發展的常見市場機制，推動了無補貼新能源的發展。

歐洲可再生能源參與電力市場的發展歷程表明，隨著成本下降，退補和提高市場化程度是可再生能源發展的必然趨勢。同時，健全完善的電力市場機制是實現高比例可再生能源消納的有效保障，電力現貨市場是能夠反映可再生能源發電極低邊際成本優勢的有效機制。

但是歐洲從溢價補貼到拍賣補貼和PPA的興起，也說明了這個過程是逐漸發展的，扶上馬再送一程，仍然需要有力的政策支持。在企業紛紛出臺碳中和目標和提高綠色電力比例的大背景下，長期購電協議PPA在歐洲越來越流行，對推動無補貼新能源項目的發展起到了積極作用，值得參考。

歐洲新能源的發展同樣離不開補貼。各國實施的補貼機制包括配額制，綠證，固定上網電價，差價合約，溢價機制，招標電價等，在可再生能源發展的不同階段，分別采取不同的補貼政策，大方向是逐步向市場化演變。

以英國為例，2015年起英國陸續停止了新建風電光伏項目的配額制，也稱可再生能源義務機制。并在2017年完全進入以招標確定價格、依據市場價格靈活調整電價補貼總需求的差價合約（Contract for Difference， CfD） 政策，即可再生能源發電企業通過競價參與電力市場，并與政府成立的差價合約交易公司簽訂購電協議，確定執行電價（Strike price）。

當市場參考電價低于執行電價時，由政府向發電商補貼電力售價與執行價之間的差價；當參考電價高于執行電價時，發電商需要向政府退還差價。市場參考電價不一定和電力交易的實際價格完全一致，但是大致反映了市場價格走勢。在此機制下，可再生能源發電商會盡量以接近參考電價的水平競價，從而獲得差價合約的收益。

資料來源 英國BEIS

雖然電力市場價格每日波動，差價合約機制確保可再生能源發電企業的實際收益為固定的合同電價。同時因為招標機制引入了競爭，所以合同價能比固定補貼的配額制更好地體現真實發電成本，有助于降低可再生能源補貼和消費者的總支付費用。

英國之前把陸上風電和光伏歸類為成熟技術，排除在CfD競標之外，只包括海上風電這樣的新興技術。但是為了助力“凈零排放”目標的實現，英國宣布2021年CfD招標重新向陸上風電和光伏發電開放，預期將拍賣12 GW新項目。

和英國類似，德國通過陸續修改可再生能源法，改變補貼政策。先實行固定上網電價，然后在2012年對光伏發電開始實施市場溢價機制，陸續擴大范圍。這一機制下，可再生能源企業的收入包括市場溢價補貼和電力市場售電的收入。

2017年德國正式結束基于固定上網電價的政府定價機制，全面引入招標補貼制度，中標項目將享有20年競標電價補貼費率。主要原因是可再生能源的規模增大，使得補貼資金連年上漲，增加消費者電價支出，以及風電光伏等技術日益成熟，項目成本日益降低，自身競爭力不斷提高。

德國的招標補貼機制自實施以來，廣受歡迎，投標十分激烈，平均中標價格也逐年下降。體現出拍賣將可再生能源進一步推向市場，電價補貼能更準確地反映市場需求及真實的發電成本。2020年的可再生能源拍賣也都成功舉辦，并未受到疫情的影響。尤其是光伏項目大受歡迎，部分也是因為疫情和供應鏈的中斷提高了用戶對能源安全的重視。在12月份舉辦的最新一輪拍賣中，最終有400 MW陸上風電項目中標，電價在0.0559至0.0607歐元/kWh。中標的264 MW光伏項目的電價在0.0488至0.0526歐元/kWh，比2015年下降了近一半。

德國最近出臺了2021版可再生能源法，計劃2021年起每年拍賣至少8GW的可再生能源項目，實現在2030年光伏裝機總量翻倍到100GW，陸上風電為71GW，海上風電為20GW，生物質能發電裝機增加到8.4GW，屆時可再生能源占發電比達到65%。而其他國家也不甘落后，紛紛承諾了拍賣，據初步統計歐洲十國在2021年將拍賣至少40GW風電光伏項目。荷蘭，葡萄牙，丹麥和愛爾蘭也將會舉行拍賣，還沒有公布具體容量。這顯示了在歐盟綠色新政以及有力的氣候政策框架的推動下，成員國政府對可再生能源的大力支持。

可再生能源在歐洲參與電力市場的方式也隨著補貼機制逐漸演變。

在發展初期，可再生能源成本較高，直接參與電力市場沒有價格競爭優勢，歐洲許多國家主要采用固定電價機制，由配電網運營商以固定價收購可再生能源，由輸電網運營商統一納入現貨市場。隨著補貼機制不斷演變，歐洲各國的可再生能源參與電力市場的程度越來越高。因為邊際成本很低幾乎接近零，所以可再生能源在日前市場通常是最優先競價上網的電源。差價合約和溢價等補貼機制都鼓勵可再生能源發電商直接參與電力市場，利用其低邊際成本的價格競爭優勢，提高新能源消納能力。

歐洲電力市場相對成熟，中長期市場，現貨市場和平衡市場協調配合，共同應對風電光伏波動性出力特性對電力系統的沖擊。同時歐洲高效互聯電網鏈接統一電力市場，跨國輸電發達，實現了更大范圍之內配置可再生能源。

　電力市場也不斷發展，來更好的適應波動性較大的可再生能源發電量的逐漸增加。除日前市場外，日內交易市場近年來逐漸活躍，交易產品種類也從拍賣和小時合約擴展到更細分的15分鐘和30分鐘交易，使得市場參與者能夠在實時電力平衡前最大限度的調整風電和光伏出力的預測誤差。

以歐洲最大的電力現貨交易所之一EPEX SPOT為例，其日內市場交易量近年來遙遙上升，也反映了可再生能源參與電力市場的程度越來越高。2020年日前市場交易量為510.4TWh，覆蓋德國、法國、英國、荷蘭、比利時、奧地利、瑞士和盧森堡八個國家，其中德國份額最高。日內交易量達到了111.2 TWh，同比2019年上升21%。而在日內市場的各種產品中，15和30 分鐘短期交易產品的交易量也逐漸上漲，也主要以德國為主。

資料來源： EPEX SPOT

EPEX SPOT交易所目前約有300名會員參與交易，大致可以分為發電企業，金融機構，用戶，電網運營商，和集合競價商Aggregator等。交易所一般都設定一定的準入條件，而集合競價商的引入，便利了小型可再生能源發電商參與電力交易，作為他們的代理，協助如小型風電場在市場售電和管理平衡成本風險。

集合競價商可以和多個發電商簽訂集合的代理合同，確定售電收入曲線，以及每兆瓦時電量的代理費用。然后在電力交易所參與日前日內市場等，獲取收入。一般來說，集合競價商會盡量代理不同類型的多個發電商，比如新舊風電場都有一定的數量，來提高效率降低風險。

資料來源： EPEX SPOT

從德國電力交易量數據也可以看出集合競價商代表的可再生能源發電商參與現貨市場的動態走勢。2012年德國引入“直接市場交易”模式之后，集合競價商在日前市場的交易量激增，每月可以達到風力發電的70%以上，說明大多數風電場參與了交易。每月的風力發電量從2010年的3 TWh，隨著風電裝機的增加持續上升，在2019年達到了16 TWh。日前市場出售風電（黃線）的投標量和風電出力趨勢（綠線）也大致一致。同時，可再生能源發電商再利用日內市場（紫線）繼續調整預測誤差（綠線和黃線之間的差值），減少潛在的不平衡費用。

資料來源：EPEX SPO，單位：TWh

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