近日，英國第五輪差價合約分配（AR5）結果終于出爐。在2022年AR4取得空前成功之后，諸多原因導致的成本上升與不斷下降的政府限價導致本輪僅成交了3.7吉瓦的可再生能源裝機，相較上一輪結果大減66%。在所有的電源類型中，海上風電無一競標，陸上風電和光伏裝機反彈有限，地熱能首次中標，或為本次競標的唯一亮點。

根據英國能源安全與凈零排放部（DESNZ）9月8日發布的信息，本輪自3月份起招標的分配共有1928兆瓦光伏和1704兆瓦陸上風電及島嶼風電中標。其中光伏容量中標價格為47英鎊/兆瓦時，與政府設定的行政執行價格（Administrative Strike Price，ASP），即限價一致；風電中標價格則為52.29英鎊/兆瓦時，比ASP低1%。這些裝機預計將于2025—2028年間并網發電。

圖片在本輪競標中，海上風電開發商無一投標。有分析指出，不斷下降的ASP與因通脹和供應鏈短缺而節節上升的開發成本之間形成了不可調和的矛盾。批評者認為政府“一廂情愿”地降低限價，在目前海上風電2028年預期裝機僅有26吉瓦的情況下，鮑里斯·約翰遜政府提出的2030年50吉瓦海上風電裝機目標幾乎成為“不可能的任務”。

數據來源：英國能源安全和凈零排放部（DESNZ）

限價機制遭質疑，通脹加深成本困境

作為本輪分配的焦點，ASP的形成機制受到了較多質疑。該限價由英國政府制定，并在分配輪開始接收投標之前向社會公布。該限價機制將所有技術分為兩個組別，即限價較低的“成熟技術組”（第一組）和限價較高的“新興技術組”（第二組）。除了每個組別各自共享財政預算外，組別中的不同技術限價也有一定差別。部分技術在AR4和AR5的限價對比可見下表，價格均以2012年英鎊等價計算。

可以看到，英國政府對“成熟技術”與“新興技術”采取了不同的限價模式。對于從AR1起就被放在第一組的光伏及陸上風電，政府認為其價格下探空間有限，故保持了既有限價。對于長期被認為是新興技術的地熱能和潮汐能，政府認為技術進步速度較快，可適當下調限價。

然而，直至AR4都被認定是新興技術的海上風電在AR5中被認定為成熟技術，這意味著限價不僅要繼續下調，而且要和光伏/陸上風電搶奪預算空間。

英國政府下調限價并非異想天開。除了提升預算效率，降低未來用電成本等原因外，英國政府也利用歐洲海上風電開發為下調限價的政策辯護。例如，在預計2028年并網的法國敦刻爾克海上風電場所簽訂的購電協議中，上網電價即為44歐元/兆瓦時，甚至低于ASP限價。

然而，對于海上風電的運營商而言，盡管英國作為全球海上風電裝機量第二大國擁有成熟的開發環境，但是脫歐、疫情與俄烏沖突導致的通貨膨脹與供應鏈成本上升卻實實在在地提高了該國海上風電的開發成本。就在2023年7月份，瑞典Vattenfall公司宣布因為成本上升而暫停1.4吉瓦的位于英格蘭東海岸諾福克的海上風電場項目。該項目剛剛在2022年的AR4中以37.35鎊/兆瓦時的歷史低價中標了政府差價合約。

據分析，融資成本的不斷上升使得部分地區海上風電差價合約的收益率已經低于無風險利率，而在不得不依賴差價合約或長協保障遠期收益的大環境下，ASP的降低使得海上風電在本輪競價幾乎無利可圖。因此，已經持有土地及并網許可的約4吉瓦潛在項目紛紛選擇觀望下一輪招標，期待在本次“歷史性慘敗”后，英國政府將在AR6投入更多資金并調整ASP以保證其海上風電的領先地位。

差價合約的先行者如何啟示其他市場？

作為全球電力市場改革的先行者之一，英國在2014年最早引入了容量市場和差價合約兩大機制。差價合約的引入有效地取代了既有的上網電價補貼（FIT）機制，使得可再生能源的開發激勵更好地與電力市場相契合。在AR5之前，差價合約已經為英國確保了26.6吉瓦的可再生能源裝機，其中2022年的AR4一輪即中標了共計10.8吉瓦。雙向差價合約機制也被2022年歐盟電改所借鑒，成為其主要改革點之一。

盡管AR5對英國海上風電裝機目標的實現造成了沉重打擊，但仍有聲音認為海上風電的缺席證明了在差價合約機制之下，市場參與者相較于歐洲市場更加嚴格地遵守了成本限制（cost discipline），其反例即為2023年7月德國海上風電的招標。該次招標結果約為200萬歐元/兆瓦。經核算后，這些項目的上網電價需達到70—80歐元/兆瓦時方可盈利，而這即便是對今日的德國電力市場而言也是天方夜譚。差價合約的“鎖定收入”性質使得開發商不會盲目高估未來收入，從而降低整體市場風險。

因此，在保持差價合約機制框架的大前提之下，英國各方也紛紛呼吁政府對現有差價合約機制進行改革，以適應短期內的通脹壓力及成本上升。在保護產業及實現電力行業減排的視角上來看，ASP應當“能降”且“能升”。與此同時，應當確保在保證合理收益前提下的有效競爭，以平衡項目可實現性與電價可負擔性之間的平衡。