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《同比上涨27.5%！欧洲可再生能源购电协议价格“激增”！》

  • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2022-04-19

  • 根据可再生能源交易基础设施提供商LevelTen Energy公司日前发布的2022年第一季度欧洲购电协议(PPA)价格指数报告，欧洲可再生能源购电协议(PPA)价格环比上涨8.1%，同比上涨27.5%，俄乌冲突是加剧能源危机的主要原因之一。尽管存在这种不确定性，但欧洲对可再生能源的需求仍然强劲。

    该指数系列由LevelTen Energy公司创建，分析了欧洲和北美21个国家或地区市场的4,000多种风电和光伏发电报价。

    主要亮点：

    ·随着俄乌冲突进一步加剧欧洲能源危机，可再生能源购电协议(PPA)价格连续第四个季度继续攀升。与去年同期相比，欧洲的光伏和风电价格上涨了27.5%。飙升的天然气价格加剧了现有的监管挑战和供应链限制。

    ·尽管市场处于动态，调查发现，55%的公用事业规模可再生能源买家的采购时间表并没有发生变化，而只有20%的采购时间表正在加快。

    ·由于供应链中断、电网互连和监管挑战的综合作用，可再生能源开发商难以跟上需求的步伐，这种买家的兴趣正在迅速造成对可再生能源的需求和供应之间的不平衡。在西班牙，超过73GW的光伏项目正在建设中，但只有18.6%获得了相应的许可。

    ·欧洲一些国家已经采取一些措施简化具有挑战性的许可程序，其中包括德国和意大利，但这些需要一些时间才能反映在市场上，意大利的光伏系统购电协议(PPA)价格同比飙升近23%，德国光伏购电协议(PPA)价格上涨25%。

    该报告还强调了与许可相关的问题，这些问题推迟了欧洲各国对可再生能源的推动。

    ·而意大利在欧洲购电协议(PPA)市场中占有第二大份额(27%)。该国繁重而漫长的许可程序使开发商很难以足够快的速度部署以满足用户需求。意大利相关机构去年改变了环境审查程序，以简化和加快审查程序，但这些变化在市场上的反映还需要一些时间。意大利光伏的购电协议(PPA)价格同比飙升23%以上，目前为51.5欧元/MWh。

    ·在德国，陆上风电项目的许可可能需要大约五年时间才能获得，并且可供开发的土地有限。认识到放宽监管限制的必要性，德国立法者已想采取措施简化许可程序，并为部署风电项目预留了2%的土地。之前的监管改革帮助促进了德国的光伏产业发展。德国光伏购电协议(PPA)价格同比上涨25%，目前价格为60欧元/MWh。

    ·根据西班牙光伏产业集团UNEF公司的数据，在西班牙，超过73GW的光伏项目正在建设中，但只有18.6%的光伏项目获得了环境和建设许可。西班牙光伏购电协议(PPA)价格同比上涨11.8%，目前为38欧元/MWh。

  • 原文来源：http://www.nengyuanjie.net/article/55827.html
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相关报告

  • 《欧洲可再生能源PPA市场步入转折期》
    • 来源专题：可再生能源
    • 编译者：武春亮
    • 发布时间：2024-05-07
    • 欧洲 可再生能源 长期购电协议( PPA )迎来近9个月以来的首个月度价格上涨,但欧洲绿电市场并没有因此被激活,反而越来越萎靡。据可再生能源咨询服务公司LevelTen能源最新发布数据,今年第一季度,欧洲可再生能源PPA价格相较2022年同期下降5%,其中,光伏发电PPA价格下跌5.9%,风电PPA价格下跌4.3%。 近年来,PPA成为欧洲各国促进可再生能源发展的主要途径。PPA允许可再生能源发电项目开发商或运营商与绿电购买方签订协议,在协议签署期限内以统一价格支付费用。不过,在可再生能源生产成本上涨、通货膨胀等因素影响下,这一绿电生产方和消费方直接交易的方式开始显现出劣势。多家研究机构认为,未来欧洲可再生能源PAA市场存在较大不确定性。 (来源:微信公众号“中国能源报”作者:董梓童) 交易规模萎缩 瑞士咨询公司Pexapark公布的最新数据显示,3月,欧洲可再生能源PPA均价为47.4欧元/兆瓦时,环比上涨9.8%。这是自2023年8月以来,欧洲可再生能源PPA价格首次月度上涨。 通常情况下,价格回升本应支撑可再生能源市场走高,但实际并非如此。3月,欧洲可再生能源PPA项目交易总规模为718兆瓦,与2月相比减少76%。同时,LevelTen能源公司公布的第一季度数据也不尽如人意。 可以说,今年欧洲可再生能源PPA市场并未延续一路走高的发展态势。根据Pexapark公司的数据,2023年全年,欧洲共签署272项可再生能源PPA,同比增长65%;总交易规模达到16.2吉瓦,同比增长超40%。 Pexapark公司认为,一直以来,天然气价格和 电费 是影响可再生能源PPA价格变化的主要原因。天然气价格和电费价格上涨或维持高位,可再生能源PPA才具备更好的议价能力。比如,由于近期能源费用支出较高,3月,英国成为欧洲可再生能源PPA价格增长幅度最高的国家,交易项目总规模也处于领先地位。 在多家研究机构看来,PPA价格的变化并不能直观反映出欧洲可再生能源市场走向。据了解,一般PPA签订期限较长,可达10年至20年。若合约期较短,则可能会导致PPA价格更高。此外,签订时间的不同也会让价格有较大差距。以10年期欧洲可再生能源PPA均价为例,2022年均价为90欧元/兆瓦时,而2023年是58欧元/兆瓦时。 LevelTen能源公司欧洲能源分析总监普拉西多·奥斯托斯认为,此前,欧洲可再生能源PPA价格曾经历过一段时间的快速上扬,目前的价格变化可以被看作是进入相对稳定时期。 交易对象变化 在应对气候危机背景下,欧洲企业面临的压力与日俱增,希望通过增加绿电消费向公众表态。这一情况也让购买可再生能源PPA的对象发生了变化。 《欧洲PPA市场展望2024》报告提出,欧洲可再生能源PPA市场是靠企业推动,公共事业公司已经退居其后。在2023年全年16.2吉瓦的交易规模中,企业购买了其中11.95吉瓦,较2022年增长28%。 Pexapark公司首席运营官卢卡·佩德雷特表示,企业已经成为购买可再生能源PPA的主力。越来越多的企业自主自发购买绿电,这也导致PPA项目数量增长。同时,要注意的是,今年以来,企业签订可再生能源PPA的占比进一步提升,3月甚至上升至94%。 近日,谷歌表示在欧洲购买了总规模达700兆瓦的可再生能源PPA,其中包括光伏发电站和海上风电场。截至目前,谷歌在意大利、波兰、比利时等国家都购买了可再生能源PPA。 谷歌欧洲、中东和非洲市场总裁马特·布里廷说:“这些努力是我们加速助力全球电力系统脱碳承诺的一部分,希望到2030年,我们的数据中心、办公园区都能全天候使用无碳能源。” PPA行业组织RE—Source Platform政策总监安妮·斯坎兰透露,如今,IT行业、重工业企业和电信企业对购买可再生能源PPA热情高涨,2023年,60%以上的可再生能源PPA由这三类行业企业购买。“参与绿电市场、购买可再生能源PPA已经成为企业主动践行绿色环保理念的重要途径。” 企业表现出购买绿电的较强意愿,但市场并不好进入。“欧洲PPA市场基本上仍然是卖方市场。”一位不愿具名的消息人士说,“在卖家话语权更大的背景下,今年第一季度甚至出现过PPA谈判暂停等情况。” 博弈日趋激烈 不过,随着可再生能源产业发展出现新态势,未来欧洲可再生能源PPA市场或存在不确定性。 近年来,可再生能源产业发展成熟度持续提升,绿电生产成本和价格进一步下降,同时参与市场化交易的活跃度也不断提升。此前,在可再生能源没有参与电力现货市场时,买卖双方均接受PPA合同期限内绿电价格始终保持不变。如今,长期固定的绿电价格引发买方不满。买方希望缩短PPA期限,让绿电价格更加随行就市。若买方和卖方无法就此达成一致,则有可能影响未来欧洲可再生能源PPA交易数量和规模。 行业媒体“全球可再生能源杂志”指出,PPA价格和电力现货市场价格之间的“比拼”将成为2024年欧洲可再生能源产业的重头戏。 Pexapark公司德国PPA交易负责人马克斯·冯·豪森认为,2023年下半年以来,电价下降、融资成本增加,德国各地可再生能源开发商和运营商面临艰难的生存环境,如何提供具有竞争力的PPA价格已成为难题。 上述消息人士则表示,目前,欧洲可再生能源PPA市场存在投资要求和市场支付能力不匹配的情况。可再生能源是资本密集型产业,在PPA模式下,买方也需要一定周期内支付高额费用,这对于买方来说也是较大负担。 不过,即便如此,仍有分析机构十分看好今年欧洲可再生能源PPA市场发展前景。有预测称,2024年,欧洲可再生能源PPA交易数量有望超过350笔,装机规模有望超过20吉瓦,德国、西班牙等或将成为重点市场。
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  • 《美国可再生能源激增，风电也要参加辅助服务了》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2020-05-07
    • 近年来随着可再生能源的快速发展，美国部分地区的电网无法消纳新增可再生能源的现象屡见不鲜。 美国能源信息管理局(EIA)表示，可再生能源发电增势强劲，预计将在2045年超过气电。这一预测引发了人们对可再生能源发电的间歇性、不稳定性及其对美国电力供需与价格影响等问题的多重担忧。 随着可再生能源的快速增长，独立系统运营商(ISO)不仅要弃风弃光保持系统供需平衡，还要解决低电价对未来电网发展的不利影响。 标普全球普氏能源资讯北美电力分析高级经理莫里斯·格林伯格说，可再生能源发电的间歇性和不稳定性给电网运行中的额外备用要求和需求侧响应等资源的充足性带来了更多的不确定性。 EIA预测，2021年可再生能源发电将超过核电和煤电，2045年将超过气电。可再生能源发电比例预计将从2019年的19%增加到2050年的38%。 根据加州电力调度中心(CAISO)的数据，可再生能源发电比例约为40%，处于全国领先水平，在过去十年中翻了一近番。与此同时，2019年可再生能源弃电量同比增长了一倍多，同年5月创下月度弃电量223195 MWh的纪录。 德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)相关数据显示，2020年底，风电装机容量预计将同比增长40%，太阳能装机将同比增长149%。由于新增可再生能源压低电价，发电商投资建设新电厂动力不足，今年系统备用容量预计低至10.6%，连续三年低于目标13.75%。 加州CAISO：可再生能源弃电严重 加州一直是美国可再生能源发展的引领者，也是太阳能光伏发电比例最高的州，装机容量约为13 GW。 2019年CAISO创下风电太阳能发电历史新记录，5月15日可再生能源发电比例高达80.3%，其中超过51%来自太阳能，近19%来自风能。8月8日，可再生能源发电峰值量为14766 MW，占比为41.8%，超过了8月6日13902 MW的记录;7月2日太阳能发电峰值量达11473 MW，打破了6月29日10739 MW的记录;6月8日风力发电峰值量为5309 MW，超过了5月8日5193 MW的记录。 输电阻塞为弃电主因 可再生能源快速增长随之带来了一些负面影响，据统计，加州今年仅在4月1日当天的可再生能源弃电量就超过了17000MW。 加州太阳能产能过剩，中午时段发电量大多大于用电量，因此ISO须自动削减可再生能源发电以保障电网供需平衡。在极少数情况下，由于发电机组发电竞标不足，ISO还须手动核减用电来维持供需平衡。 目前有两种形式的弃电方式：一是供过于求时进行全系统范围内弃电;二是输电阻塞时进行局部弃电。 CAISO市场分析预测总监吉列尔莫·鲍蒂斯塔·阿德雷特说：“规划可再生能源传输线路可能是解决输电阻塞最有效的方法。”他还补充说，输电阻塞是CAISO弃电的主因。 ISO发布的每日报告中细分了一天中各小时的电量削减类型。1月数据表明由输电阻塞导致的弃电占比很高，累计弃电138,002 MWh，环比增长近100%，超过近五年1月弃电量总和。阿德雷特表示，该月南部区域的停电导致了局部弃电。 CAISO风电太阳能每日弃电报告指出，今年3月1日CAISO弃电量为300323 MWh，有78%(233,266 MWh)来自拥堵管理和局部弃电。 阿德雷特表示，从理性角度看，目前可再生能源弃电量只占可再生能源总发电量的2-3%。但随着更多的太阳能光伏并网，这个问题将会变得更具挑战性。为直接解决可再生能源弃电问题，要努力实现储能与光伏发电的耦合。 CAISO目前电源耦合请求包括：14.5 GW的太阳能光伏电源，10.5 GW太阳能光伏电源以储能作为第二电源，14.9 GW的储能以太阳能光伏作为第二电源，16GW独立储能。 春季弃电增加 由于春季用电需求偏低，风电和太阳能发电增加，同时受到春冬换季水电增发的影响，CAISO可再生能源季节性弃电增多。 格林伯格说：“在一年中某些特定时段如春季，弃电会相对更多。在此期间，太阳能发电增加，但由于气候温和负荷偏低，市场无法消纳多发的可再生能源。” CAISO高级公共信息官员安妮·冈萨雷斯称ISO弃电是为了保持供需平衡，当可再生能源供过于求时，市场将自动进行核减。 ISO数据显示，为保持供需平衡，2019年5月CAISO弃风、弃光量总计为223195 MWh，突破历史新高，环比增长超过17%。据估计，2019年全年弃电量同比增长一倍多，过去五年内年平均增长近97%。 格林伯格说：“今年春季可再生能源弃电受限的原因之一是加州的水电供应变少了。但是随着风电和太阳能光伏发电的增长，我们仍可预见与输电阻塞相关的可再生能源弃电量同比将会上涨。 由ISO数据可知，今年加州水电占比为7.1%，远低于2019年第一季度的13.2%。根据加利福尼亚州内华达河沿岸预报中心的数据，该州的水文晴雨表莎士达水坝目前水量为4-7月丰水季正常水平的63%，这也代表了加州水库的总体趋势。 日前市场峰荷电价暴跌 随着可再生能源发电的增加，弃风弃光现象日益加重，电价也极可能出现暴跌，甚至出现零电价或负电价。这对发电企业投资保障电网可靠性提出了挑战，同时也突出了电网对大规模储能的强烈需求。 据ISO数据显示，2019年CAISO的弃电量同比增长了一倍多，但SP15日前市场峰荷价格却同比下降了近22%。 4月1日，当CAISO弃电飙升至17,000 MW时，SP15日前市场峰荷价格仅为12.51美元/MWh，与前一天相比下降了27%;实时市场峰荷价格仅为6.02美元/MWh，下降了一半。 格林伯格指出，高弃电量与低电价间存在正联系，因此预测弃电量将有助于进行市场评估。供过于求时段的弃电(零电价或负电价)需要其他时段的高电价来弥补投资成本，这个价差将最终涵盖可调度的气电或储能成本。 德州ERCOT：系统备用容量紧缺 加州已成为研究可再生能源转型的典型案例，而美国其他地区才刚刚开始认识到可再生能源的快速增长和及高市场渗透率所带来的一系列挑战。 ERCOT是全美风电装机容量最大的地区，风电装机近24 GW，并已开始推动太阳能发电，风电和太阳能发电预计今年将再次出现大幅增长。该州可再生能源的发展更多是由税收抵免政策推动的，而非早已出台的各州可再生能源配额制。 随着税收抵免逐步降低，输电阻塞压低电价，可再生能源发电增速已放缓。但若所有已签署协议均照常执行，至2020年底，风电装机预计同比增长40%，约达33450 MW。根据ERCOT于1月份发布的《各类燃料装机变化图表》，今年底太阳能光伏装机容量将同比增长149%，2021年将同比增长105%。 ERCOT数据显示，储能电池容量也在不断增长，2020年预计新增262 MW，总容量达366 MW，2021年达568 MW。 与此同时，可再生能源弃电量也在增加。根据ERCOT数据，该区1月份电力供过于求，弃电近500MW，与上月相比增加了87%，约为一年前的三倍。 ERCOT风电发展带来的低电价已大大减弱了发电商开发投资新电厂动力。由于新增电厂不足以补偿报废电厂和负荷增长，ERCOT系统备用容量越来越少，这引发了人们对未来夏季供电可靠性的担忧。2020年夏将成为ERCOT备用容量低于13.75%目标的第三个夏季。 新增的廉价可再生能源不断压低市场电价。在过去七年中，随着大规模风电发展和近期太阳能新增，德州西部枢纽的实时市场峰荷价格已有五年跌至负价。今年西部枢纽实时市场电价已经跌破负3美分/MWh，而这一情况通常发生在今年晚些时候。2016年第四季度，西部枢纽实时市场价格低至负9.68美元/ MWh。 风电或亦可提供辅助服务 以上各州案例揭示了美国各州要在未来几十年后达到80%-100%零排放发电目标所面临的挑战。 CAISO清楚地认识到，目前美国各州及世界各国都在研究大规模、高比例可再生能源并网规划问题，很多州都以加州作为典型案例。随着各州可再生能源配额目标的增加和达成期限的临近，这一点变得越来越重要。 阿德雷特谈到发电变革和技术进步时说道：“一切发展如此之快。随着加州向2024年可再生能源占比44%和2045年100%零碳发电目标的迈进，清洁能源渗透率将进一步提高。发电技术组合和地理资源配置的多样性将起到至关重要的作用。” 格林伯格说：“加州过于遵从目前的可再生能源配额目标和可再生能源税收抵免措施。”他补充说，在光伏和光储项目税收抵免政策，地区负荷增长低于预期，2030年可再生能源配额制实现60%目标等多重因素下，加州的超额遵守使得当前可再生能源项目开发成本低。 CAISO首席执行官史蒂夫·贝贝里希指出，预测是实现高比例可再生能源并网的关键因素。贝贝里希在谈及可再生能源可靠性和太阳能发电爬坡问题时说，“这包括负荷预测、可再生能源发电预测和分布式电源发电预测。”他还补充说，提升发电灵活性以弥补潜在发电差距是非常重要的。 ISO发布新闻称，CAISO近期与阿凡格瑞德新能源、国家可再生能源实验室和通用电气合作完成了一项研究。该研究表明，带有基于智能逆变控制器的商业风电场可提供上下调节发电，电压调节控制，有功功率控制和频率调整等服务。目前这些稳定电网的服务均由常规能源(如气电)提供。 该新闻稿称，通过一些相对简单的电网运营升级和市场重新设计，几乎所有的风力发电厂都可以提供辅助服务并获得补偿收益，这为可再生能源创造了除电能量市场外的新市场。 贝贝里希表示：“我们还没有实现100%零排放的方案。”他补充说，多样化的储能将成为至关重要的一环，此外发挥地理资源配置优势也将在平衡发电方面扮演重要角色。
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