新能源电力市场及发达国家进入模式研究

盛永梅

中国电建集团海外投资有限公司，100048

摘要：近年来，能源革命在全球展开，能源消费清洁化、低碳化成为大势所趋。一些能源大国的清洁能源开发趁势而上，新兴能源技术变革不断取得进步，新能源[1]产业蓬勃发展。

各国由于自然资源禀赋条件的不同，新能源电力开发条件各异。本文以新能源电力投资份额最大的两个板块——风电、光伏作为新能源电力开发的主要项目类型，探讨在新能源电力投资业务开发过程中进行目标国别筛选的主要原则，并着重探讨了进入发达国家新能源电力投资市场的开发模式。

一、   全球风电、光伏发展现状

（一）风电

根据全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风电市场2017年度统计报告》，2017年全球市场新增装机52,573MW，累计装机容量达到539,581MW，多年来风电市场一直保持快速增长的趋势。

图1—全球风电累计装机容量
[1]新能源又称非常规能源，包括传统能源之外的各种能源形式，可再生能源除水电之外基本都是新能源。 

表1—截止2017年12月全球累计风电装机容量TOP10国家

（二）光伏发电

国际能源署光伏电力系统项目(IEA PVPS)发布了2018年全球光伏市场快照报告。报告数据显示，2017年全球光伏市场继续保持快速增长态势，新增装机至少98GW，同比增长29%(如图2所示);截至2017年底，全球累计光伏装机达到了402.5GW。

图2—全球光伏累计装机容量和年度增量

图3—全球光伏累计装机容量（按国别划分）

从全球范围看，中国光伏装机快速扩张，增加了53GW，印度新增9.1GW。欧洲市场正在逐步复苏，德国处于领先地位。

根据国际能源署PVPS报告，除中国以外的全球市场光伏装机增长率在下降。例如，美国市场下跌28%至10.6GW，但马来西亚、菲律宾、越南和印度尼西亚在未来几年有可能出现大幅增长。

（三）发电成本降低是新能源快速发展的主要动力

根据彭博新能源财经（BNEF）发布的《2018新能源市场长期展望(NEO)》，2050年光伏和风电发电量将约占全球总发电量的50%，煤电占比将从目前的38%缩减至11%。根据《展望》报告，未来可再生能源在多个电力市场中的占比将显著上升。到2050年，可再生能源将占欧洲总发电量的87%、美国55%、中国62%、印度75%。

2018-2050年全球范围内将新增发电装机投资11.5万亿美元。其中，8.4万亿美元(约占73%)用于风电和光伏，另外1.5万亿美元(约占17.86%)用于水电和核电等其它零排放技术。这些投资将使全球光伏装机量增长17倍，风电装机量增长6倍。

2018年上半年全球陆上风电平准化电力成本为55美元/兆瓦时，同比下降18%;非追踪的太阳能光伏平准化电力成本也下降了18%，达到70美元/兆瓦时。2018-2050年新光伏电站的平准化度电成本(LCOE)将降低71%，陆上风电的成本将降低58%。

二、   全球新能源电力市场主要类型

依据新能源政策、电价政策和电力市场运营方式的不同，全球新能源电力市场可分为以下几个主要类型：

（一）电价补贴

上网电价（Feed-in-Tariff Program）是采用最广泛的补贴电价机制,其本质就是通过与政府机构或者有政府担保的机构签订长期购电协议（合同期限一般长达15-20年），以包含对新能源额外补贴的固定价格（或不低于兜底电价）从发电厂商处购买电力。上网电价政策往往由国家出台法律予以支撑，具有很强的可执行力。

此外，为鼓励新能源发展，政府在制定新能源政策时往往出台具有补贴性质的标杆电价，以促进新能源获得持续的投资和开发。

除直接电价补贴外，还有诸如西班牙等国家采用对投资商给予一定投资回报率保证，在自由市场竞价基础上给予满足投资回报率要求的额外电价补贴（市场溢价）。

上述种种具有补贴性质的上网电价政策在过去十几年中有力的支持了全球新能源电力项目的开发，但补贴后的新能源电价一般都要高于传统能源电价，需要有强有力的财政实力做背书，电价政策制定不当就会给该国政府财政带来严重负担。

全球有近80个国家曾经或正在实施上网电价政策。

(二)拍卖

随着新能源设备制造水平不断提高，造价成本大幅下降，为了在促进本国新能源发展的同时控制电价水平，许多国家已经将固定电价政策转变为竞价拍卖方式来确定新能源项目的电价。竞标方式促进了投资商之间的竞争，要求投资商对项目开发全过程的成本具有更强的管控能力。

表2—2016年全球主要国家风电光伏拍卖情况

（来源：IRENA RE Auctions Analysis 2016）

（三）电力市场竞价

该类市场的电力运行完全靠市场化交易行为，电力同商品一样在电力市场实时竞价上网。在电力自由交易市场上，当整体负荷平衡时的交易电价即为边际电价，电力平衡时按照报价从低到高排序被调度的最后一台发电机组也称为边际机组，电费收入也以边际电价进行结算。采用自由市场竞价模式的国家资源禀赋各有不同，电力市场边际机组的燃料类型随着系统电源组合情况和负荷变化情况而不同，水电、燃煤发电、燃油发电、燃气发电、新能源机组都可作为系统的边际机组。

除了常规的容量市场外，发电机组还可以参与辅助服务市场。

电力市场竞价模式多为美国、欧洲、澳大利亚等发达国家采用。

（四）与电力用户签署直接购电协议（PPA）

除了与政府签署固定电价购电协议或在电力市场竞价外，许多国家电力市场还允许新能源发电商与大企业或用户签订长期购电协议，协议期限和购电价格都可以在合同中说明。与大用户直接签署购电协议可以帮助新能源发电企业在一定时期内锁定电价和电力销售，规避由于政策变动或市场波动带来的不确定性。由于与大用户直接签署的PPA协议规避了发电商的风险，所以电价一般低于市场价格。

大用户直接购电协议主要在发达国家实行，部分发展中国家也有该模式。

（五）除电价外其他形式的政策补贴

1、配额制

配额制指供电商、消费者每年必须消费一定额度的绿色电力，未能完成的必须向国家支付一定的费用。为促进可再生能源开发，政府设计了要求供电商采购可再生能源电力的不同方法，其中可再生能源配额制度(Renewables Portfolio Standards—RPS)，也称为可交易绿色证书制度(Tradable Green Certificates—TGC)是较为常见的一种。

在这一类型的制度下，可再生能源电力除了像常规电力一样以市场价格出售外，还可以通过销售因生产可再生能源电力获得的绿色证书而赢得额外收入。

强制性年度配额制度的实施可保证可再生能源市场的需求，从而增强相关设备生产商和新能源生产商的投资信心，调动相关技术开发的积极性，使新能源进入良性循环的轨道。

2、税收抵免

为了推进新能源的开发利用，许多国家或地区采用税收抵免或其他形式的补贴增加发电商的电价收入，代表性国家是美国。

美国可再生能源发电项目的主要优惠政策是生产税收抵扣政策（PTC）和投资税减免政策(ITC)，另外还有加速折旧的减税收益。

税收抵扣政策是指针对可再生能源生产电量征收的生产税进行抵扣，是对纳税人应缴纳税额的一种直接抵消。该政策是基于1992年的《能源政策法案》，法案规定对一定技术范围内的企业给予按每度电1.5美分的补贴，补贴水平依据通货膨胀率进行调整，补贴期限为项目运营前10年。美国政府规定风电PTC水平自2016年起逐年降低，2020年取消。

投资税减免政策是美国在2005年制定的《能源政策法案》中规定的支持可再生能源项目政策。根据该政策，符合条件的可再生能源项目投资额的30%可在所得税税基中减扣。对于已获得生产税抵扣的项目，不再享受投资税减扣。根据美国政府最新政策，2016年起太阳能发电投资税减扣比例逐步下调，2020年调低至26%，2021年至22%，2022年至10%，以后长期保持不变。

2009年《美国复苏和再投资法案》又增加了投资项目的现金补助政策，规定一定期限内企业可在生产税抵扣、投资税抵扣和现金补助政策之间选择其一。

三、   新能源消纳

新能源投资收益除了与电价和补贴紧密相关外，上网电量也是决定收益水平的一个关键要素。与常规化石燃料机组不同，新能源在考虑收益水平时没有与机组可用率相关的容量电价，而只有与实际上网电量相关的电量电价。因此，项目所在国别电力系统对新能源的消纳能力、调度优先顺序直接决定了项目上网电量的大小，决定了项目的收益水平。

为确保整个电力系统的安全稳定运行，保证电力发、输、配、用实时平衡，电力系统的调节能力必须大于用电负荷的变化。系统调节能力与系统电源结构、负荷峰谷差和需求侧响应能力、电网互联互通水平、现有系统新能源占比和新能源电源地理分布、可再生能源设备的电网友好程度等因素有直接关系。在考虑进入某一国别的新能源电力投资市场前，需要结合上述因素对该国别新能源电力消纳水平做系统研究。

(一)  系统电源结构

系统调节能力主要由电源调节性能决定,与电源结构相关。不同类型电源的系统调节能力差别很大。核电机组通常作为基荷运行,较少参与系统调节。凝汽燃煤机组和供热火电机组调节性能较差。燃气、抽水蓄能、水电等电源能够快速启停、大幅调节,灵活参与系统平衡。

电源总体调节性能取决于电源结构中占主导地位机组的调节能力和系统中灵活调节电源比例。

(二)  负荷峰谷差和需求侧响应能力

一定时间周期内系统最大用电负荷和最小用电负荷之差称为负荷峰谷差。用电负荷峰谷差越大,系统对新能源的消纳空间越小；用电负荷峰谷差越小，对新能源的消纳空间越大。

常规电力系统运行方式是发电侧调整出力跟踪用电负荷变化，发电侧被动响应用电负荷要求。电力体制相对发达国家在调整用电负荷峰谷差方面多采用用电负荷需求侧主动响应方式。通过需求侧主动响应，达到减少或者推移某时段的用电负荷而响应电力供应（削峰填谷），从而保障系统稳定运行。

需求侧响应包括系统导向和市场导向两种形式。系统导向的需求侧响应是由系统运营方、服务集成方或购电代理商基于系统可靠性程序向电力用户发出需要削减或转移负荷的信号，负荷削减或转移的补偿价格由系统运营方或市场确定。而市场导向的需求侧响应则是让电力用户直接对市场价格信号（如分时电价—TOU、实时电价-RTP、尖峰电价-CPP）做出反应，相应调整电力需求。

(三)  电网互联互通水平

 小规模的分布式新能源可以在负荷所在地消纳，但在许多国家自然资源丰富地区具备一定装机规模的新能源电厂往往距离负荷中心较远，电力需要长距离输送。

如图4所示，美国风资源集中在中部地区，而负荷中心区却远离风电场。要满足风电接入要求，就必须建设新的长距离输电线路。

图4—美国风力资源集中地区和负荷中心分布

如图5所示，欧洲的风电资源主要在西北部，水电资源集中在北部和南部，煤和天然气资源集中在中部，而负荷中心在欧洲中西部。通过建设泛欧洲的电力输送网络，可以实现水电、火电和风电等不同特性资源的优势互补、高效利用。

图5—欧洲发电资源和负荷中心分布图

（来源：Keith Bell, University of Strathclyde, Scotland）

电网系统互联互通为提高系统调节能力提供了物理支撑，提升了系统对新能源的消纳水平。现有输配电系统传输容量裕度越大，负载率越低，对新能源的消纳水平也就越高。

(四)  现有系统新能源占比和新能源电源地理分布

在一定系统条件下，新能源占比越高，系统对新增新能源机组上网电力的消纳能力一般来说会逐步递减。但如果新增新能源机组所在位置与现有新能源机组在系统中呈逆向分布，新能源机组发电出力在电力系统中汇集后对电网波动有很大的平滑作用。新能源电厂地理分布差异越大，平滑出力的作用就越明显。

(五)  可再生能源设备的电网友好程度

风电、光伏等新能源大多以电力电子设备并网，对电网系统的安全稳定运行带来巨大挑战：

挑战一：电网调节能力不断下降。新能源机组不具备常规机组的频率和电压支撑能力，会导致系统有功和无功储备减少，降低电网的频率和电压调节能力。

挑战二：电网抗扰能力不断下降。新能源的有效转动惯量远小于常规机组，会导致系统总体惯量不断减小，持续恶化电网的抗扰能力。

挑战三：电网稳定风险不断增加。新能源发电等设备的接入，会导致电网电力电子化程度不断提高，系统稳定形态更为复杂，同时将日益增大电网的稳定风险。

为了应对上述挑战，世界各国积极采取应对措施，相继出台管理政策，制定新能源并网规程, 对新能源电站的运行管理、功率预测、并网测试、发电计划、有功功率控制、无功功率控制、继电保护及安全自动装置运行等做了详尽规定。同时，新能源设备厂商积极研究新能源先进控制技术，提升新能源发电设备主动支撑系统稳定运行的能力。

以风电为例，世界各国电网运营机构在风电并网规程中为保证电网安全稳定运行除了并网检测、功率预测之外，对并网风场主要提出以下方面的要求：

§   频率控制：很多电网规程要求风场像常规电站一样能够参与一次、二次控制。频率控制包括频率响应、控制爬坡速率和有功功率输出。例如，在需要的时候，要求风场增加出力、推动电网频率上升（在低频时提供控制）。

§   频率响应：频率响应是指针对系统频率变化，调整有功功率输出的能力。特别是在用电负荷需求低、风力大、且能提供频率响应的带调速器的热电机组比较少的情况下。

§   爬坡速率的限定：一些输电系统运营商要求限定有功功率输出（爬坡率）的正负变化，以降低极端风力变化风场启、停时使系统出现较大的频率波动。而且这些要求将随风电比例的增加而变得越加严格，以便使风电输出变化不超过实行一次、二次控制的常规发电厂的功率爬坡速率要求。风场具备爬坡速率控制能力将有助于提高风电比例：风场降低爬坡速率可以方便风电入网，风场提高爬坡速率可以增加系统频率。

§   频率范围：整个同步运行系统的额定频率是一样的，系统频率在正常情况下保持在一个较窄的范围内。任何计划发电与实际用电之间的偏差将影响系统频率额定值。如果偏差过大，频率下降则将影响电网可靠性。为确保系统在正常情况下的安全运行，避免恢复系统频率时发生问题，电网运行人员要求风机能在较宽的频率范围内与电网连接运行。

§   电压控制：电网规程的基本要求是正常电压范围、正常额定输出值下，风机连续运行，保持终端电压恒定，电压值在规定范围内发生变化时仍然与电网保持连接。其他要求包括风机应提供一定比例的系统无功容量，以保证无功功率平衡。

§   故障穿越能力：所谓故障穿越能力是指当电网发生故障时，发电机能够保持稳定，并保持与电网连接的能力。目前多个国家并网规程对风场提出了具备故障穿越能力的要求（包括高电压穿越能力、低电压穿越能力，中国只有低电压穿越要求）。

在过去几十年，拥有先进控制系统的兆瓦型风力发电机组已接入电网。现代风机通过变浆距系统、电子转速控制系统具备主动控制能力。新的技术和创新使当今的风场具备常规电厂的功能，风场可以像常规电厂一样提供系统辅助服务，为系统稳定、故障恢复和电压稳定提供支持。光伏电站通过加装并网逆变器、无功补偿装置等参与系统有功功率和无功功率控制。光热电站通过熔融盐储能装置实现电站出力的自平滑，储能装置还可以为系统提供额外辅助服务。

综上所述，在新能源市场开发阶段，充分了解项目所在国别的新能源并网要求，分析新能源设备选型以及风场总体设计能否满足并网要求，是新能源投资可行性研究的一项重要内容。

四、   新能源投资国别市场筛选原则

从电力供需的角度看，鼓励新能源电力开发的国家大体可以分为两类：一类是本国存在电力供需缺口且具有丰富的风能、太阳能等自然资源条件，通过开发新能源电力以提高电力供给能力；第二类是本国电力供需基本平衡（或电力供给大于需求可以将富裕电力出口），为确保本国能源安全、履行气候变化国际义务，通过开发清洁、可持续的新能源电力以实现发电侧电力结构的调整。存在电力供需缺口的国别主要是不发达或发展中国家，电力供需基本平衡的国别主要是发达国家。

以上两类国别市场对比来看，进入不发达或发展中国家发展新能源，一般要通过当地咨询、代理，市场开发模式单一，前期开发成本投入高。其次，此类国家电网建设往往比较滞后，网架薄弱，系统稳定性差，新能源消纳能力受电网条件和调度水平限制较大。

发达国家在新能源发展规划顶层设计方面通常会兼顾国家政策、电网建设和电力市场设计，新能源投资的政策环境、系统条件和电力市场建设比较健全完善，总体环境较好。发达国别法制健全，市场进入方式上传统的咨询代理方式不适用。同时，此类国别在外商投资准入、劳工准入、本地化要求方面设置了较高门槛，国别尽调和市场尽调成本较高。

选择合适的新能源开发目标国别市场，电价、电力系统对新能源的消纳能力、国产设备进入当地市场的能力和价格竞争力、平准化度电成本、国别市场可持续开发潜力是需要综合考虑的重要因素。

（一）   电价

从电价的角度看，为新能源电力项目提供上网电价政策补贴且提供电价外其他形式政策补贴的国别是优选国别。

实行自由电力市场竞价且提供电价外其他形式政策补贴的国别，如果电力市场边际机组是化石燃料机组且燃料价格从中长期看不会大幅下跌，该国别也是优选目标国别市场。

实行新能源拍卖且提供电价外其他形式政策补贴的国别，如果拍卖政策处于起步阶段且尚有补贴窗口期，可以考虑进入。

（二）   电力系统对新能源的消纳能力

与常规电源投资不同，选择新能源投资国别市场时，除了要考虑所在国别是否具备丰富的自然资源条件、是否有电价补贴或税收优惠等政策补贴外，还有一个重要因素是该国的电力系统与新能源是否兼容协调发展。

新能源电力项目收入要以实际上网电量来计算，鲜有以机组可用率为基础的容量电价。如果该国的电力系统现状（系统调节能力与系统电源结构、负荷峰谷差和需求侧响应能力、电网互联互通水平、现有系统新能源占比和新能源电源地理分布）落后于新能源发展所要求的规模和水平，没有加装储能装置以平滑整场出力的新能源电厂（风电、光伏）会因影响电力系统安全稳定运行而被弃风、弃光。在电力市场比较发达的国家，新能源机组需为满足系统安全稳定运行要求而在辅助服务市场上为购买系统平衡服务向电力市场运营机构额外支付费用。

综上所述，选择新能源目标国别市场时，该国的电网系统、调度规程、电网中长期建设规划需重点研究。

（三）   国产设备进入当地市场的能力和价格竞争力

国产设备进入国际市场除了要满足电网接入要求的先决条件外，还要接受所在国的产品认证。除了风机和太阳能电池板出口外，许多国家对于新能源电厂的其他设备如塔筒、支架、变压器等有本地化采购要求。国产设备进入当地市场的能力和出口到当地后的价格竞争力是选择新能源国别需考虑的重要因素。

（四）   平准化度电成本

在采用拍卖方式进行新能源招标和自由电力市场竞价的国别，当地风电、太阳能项目的平均平准化度电成本可以作为国别市场是否可以进入的一个重要参考指标。

平准化度电成本是指发电资产全寿命周期内生产单位电量成本的净现值，成本主要包括初始投资、运维成本、燃料成本、资金成本等。

平准化度电成本=（初期投资-生命周期内因折旧导致的税费减免的现值+生命周期内因项目运营导致的成本的现值-固定资产残值的现值）/（生命周期内发电量的现值）

图6—2015年澳大利亚平准电力成本（单位：澳元/MWh）
 

(来源：Australian Power Generation Technology Report) 

图7—2018年德国平准电力成本（单位：欧分/kWh）
 

（来源：en.wikipedia.org/wiki/Cost_of_electricity_by_source） 

表3—美国能源信息管理局平准化电力成本历史预测（2010-2017）
 

(来源:en.wikipedia.org/wiki/Cost_of_electricity_by_source） 

需要注意的是在参考某个国别的平准化电力成本数据时要先对平准化电力成本计算的假设条件进行研究，在同等假设条件下或对假设条件进行修正后再将项目预计平准化成本与成本标杆进行对比。比如，2015年澳大利亚平准化电力成本是在以下假设条件下计算的：

表4—2015年平准化电力成本计算输入条件

（五）   国别市场可持续开发潜力

电力投资项目在边界条件一定的情况下，其经济效益的大小主要取决于项目规模，新能源电力项目也遵守同样的经济规律。与传统水电、火电项目相比，单个新能源电力投资项目装机规模有限。选择有可持续市场开发潜力的国别不断增加新能源电力项目装机规模，一方面可以通过规模增加摊薄前期开发费用，另一方面可以利用规模效益提高在当地与各利益相关方的议价能力，进一步提高整体收益率。

在选择新能源电力投资国别市场时，以上五个维度的要素需综合考虑，既要看到当前的现实条件，又要对各要素的中长期变化进行分析。只有充分了解把握国别市场趋势后，才能决定是否进入。

五、   发达国家新能源电力投资市场

（一）    新能源电力投资仍为发达国家市场主导

根据联合国环境署、彭博新能源财经出版的《2018年全球可再生能源投资趋势报告》，2017年发展中国家可再生能源投资总额1770亿美元，发达国家1030亿美元。发展中国家可再生能源投资额占当年全球总投资额的63%，其中中国、印度和巴西三个国家的可再生能源投资额就占全球总投资额的50%以上（中国占全球可再生能源总投资的45%，印度和巴西加在一起约5%）。除了中国、印度和巴西的其他发展中国家2017年的可再生能源投资额仅占全球10%左右。除中国外，全球可再生能源投资市场仍由美国、欧盟主导。

图8—2017年全球可再生能源新增投资（按区域，单位10亿美元）
 

发达国家为实现气候变化国际承诺目标大多制定并出台了具有法律约束力的可再生能源电力发展目标及配套措施。从中长期来看，发达国家新能源电力投资市场仍具有较大潜力。

德国政府宣布2022年前关闭全部核电，2050年实现全面弃煤，并提出2020年可再生能源在电力消费中的比重至少达到35%， 2030年比重至少50%，2050年至少80%。根据德国政府可再生能源目标，陆上风电每年新增装机250万千瓦，海上风电每年新增650万千瓦，光伏发电每年新增装机250万千瓦。

法国于2010年提出国家可再生能源行动计划，提出2020年可再生能源占电力供应总量的比重要达到27%（2015年法国可再生能源占总供电量的19%），2030年要达到40%。2014年法国能源转型法案提出能源结构调整目标，2030年法国化石燃料用量要比2012年减少30%，2025年核能发电从75%削减到50%，2030年可再生能源消费比例要提高到32%。

美国政府虽然宣布退出《巴黎协定》，该国气候变化政策面临一定的不确定性。对于可再生能源电力投资而言，美国可再生能源政策主要是由州政府而非联邦政府主导，美国有30多个州政府实施了可再生能源配额制度（RPS），要求电力公司售电量中必须有一定比例来自可再生能源。 

图9—美国实行配额制的州及其可再生能源发展目标
 

（来源： www.dsireusa.org/resources/detailed-summary-maps） 

澳大利亚政府在环保和减排压力下，分别于2000年和2001年先后通过了《可再生能源（电力）法案》和《可再生能源（电力）管理条例》，提出了新能源发展的整体规划，并制定了可再生能源目标计划（RET），提出到2020年实现20%的电力来自可再生能源。2015年6月，澳大利亚议会将2020年大型可再生能源强制性的发电目标（LRET）修改为330亿度，这意味着到2020年将有23.5%的电力来自可再生能源，此举将会持续推动风电和太阳能发电投资。预计到2020年，澳大利亚全国需要新增400-500万千瓦的风电和太阳能以满足目标要求。除了联邦政府的2020年目标以外，大部分州都制订定了本州的法定可再生能源发展目标：

表5—澳大利亚各州可再生能源发展目标

（来源：根据各州政府发布的相关资料整理）

（二） 发达国家有利于新能源并网的电力辅助服务市场更健全

电力辅助服务市场是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。包括一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动等。辅助服务市场是为了提高系统调节能力、确保系统安全可靠运行的有偿服务市场。

如果没有电力辅助服务市场，新能源机组出力影响到电力系统安全稳定运行时，会被系统运营商从系统中切除，也就是发生弃风、弃光的现象。在有电力辅助服务市场条件下，新能源发电商或者系统运营商可以在新能源机组出力影响系统稳定时到辅助服务市场上购买相应服务（如调频、无功补偿等），以有偿的方式实现电站的持续运营。

辅助服务定价常常是由有调节能力的机组（如抽水蓄能、燃气机组、燃煤机组、光热机组，甚至是具备一定调节能力、加装了无功补偿设备或储能装置的新能源机组）进行报价或者采用双边合同的方式。在电价高于辅助服务价格的条件下，通过购买辅助服务的方式继续维持新能源电站的运行有利于提高电站的经济效益，减少机组非正常停机带来的损失。

目前全球范围建立电力辅助服务市场的主要是发达国家，发展中国家由于电力体制大多属于垂直一体化垄断，没有建立起辅助服务市场。

（三）    发达国家在新能源电力项目融资方面更便利

随着新能源技术持续发展，成本不断下降，全球新能源电力投资模式也从最开始的政府补贴、政策鼓励转向更具竞争性的拍卖、电力市场竞价或无政府担保的企业用户电力购买协议。电价不断走低和无政府担保的不确定性给新能源电力投资项目融资带来了挑战。

不发达或发展中国家由于法制环境相对落后，没有政府担保的购电协议的法律可执行力差，不易被银行等金融机构接受。发达国家电力市场交易清算可靠性受相关法规严格监管，是电力市场稳定运行、蓬勃发展的基石，全球发达国家电力市场（欧洲、北美、澳大利亚等）从没发生电力市场电费结算欠费的情况。虽然电力市场清算价格有波动，但是专业电价预测机构的市场预测报告可以被银行等金融机构的内部风险评估部门所接受，可以作为项目融资的依据之一。此外，发达国家在企业信用评级方面机制完善，具有高信用等级的企业购电协议也是金融机构可以接受的融资模式。

从融资利率水平看，发达国家由于国家风险等级较低，因而政府债券利率水平较低，以政府债券利率水平为基础的贷款利率水平也远低于发展中国家贷款利率。

六、   发达国家新能源电力投资市场进入模式

发达国家开发新能源项目，从选择厂址进行自然资源评估、获得项目建设及运行所需的全部许可和环保审批到工程建设准备就绪通常需要3至4年时间。要完成项目开发工作，需要和很多政府部门、监管机构等利益相关方打交道。作为外商投资企业，要进入当地电力投资市场通常的模式有以下四种：收购项目公司股权、收购拥有若干待建项目的当地开发商、与当地开发商成立合资公司、设立当地机构开发新项目。

针对某一目标国别究竟采用以上哪种市场进入模式，需要在正式进入前对目标国别外商投资准入要求、法律及电力监管环境、电力交易机制、项目开发潜在利益相关方等进行调研，并通过前期市场营销、品牌宣传、业绩推介等对当地政府及相关方对中资国有企业的接受程度进行摸底，对当地新能源电力市场发展潜力和可行商业模式做初步调研。

表6对四种进入模式在市场进入速度、市场扩展能力、投资风险大小、实施操作复杂程度、核心能力要求五个维度上进行了对比： 

表6—发达国家市场进入模式对比分析

根据对目标国别新能源市场发展阶段和后续可持续开发能力的研判，收购项目公司股权、与当地开发商成立合资公司和设立当地机构开发新项目都是可选的市场进入模式，每一种市场进入模式需针对对外投资企业在该国别新能源市场战略发展目标和发展阶段具体情况做具体分析，结合当地实际和公司要求灵活运用。

参考文献：

1.      刘宝华，王冬容，曾鸣. 从需求侧管理到需求侧响应. 电力需求侧管理, 2005,7(5):10-13.

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3.      温步瀛, 周峰, 程浩忠,等. 电力市场辅助服务及其定价研究综述[J]. 华东电力, 2001, 29(11):30-34.

4.      国际可再生能源发展报告.2017/国家可再生能源中心，国家发展和改革委员会能源研究所可再生能源发展中心编著.——北京：中国环境出版社，2017.11

5.      投资美国风电场.2011/中国可再生能源学会风能专业委员会编.——北京：中央文献出版社，2011.7