神州海上风电的一向激情政策历经了批准经营权
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未来中国做什么?

1. 欧洲海上风电现状 欧洲风能协会日前发布的《欧洲海上风电产业统计报告2016》中指出,2016年欧洲海上风电投资达到182亿欧元,创历史新高,同比增长39%。全年新增并网338台风力发电机,新增装机容量1558MW,较2015年减少了48%;累计共有3589台风力发电机并网,装机总量达12.6GW,分布在10个国家的81个风电场。2016年,比利时、德国、荷兰和英国还有11个风电项目正在建设当中,完成后将增加4.8GW装机,使得累计装机量可达17.4GW。 从地域分布来看,北海海域的装机量占欧洲海上风电装机量的72%,比前几年略微上升;爱尔兰海占16.4%的装机容量;其次是波罗的海,占11.5%。从国家来看,2016年欧洲新增并网海上风电分布在德国、荷兰和英国。德国装机量占到一半以上,荷兰次之,第三大市场是英国。 由于2016年首台8MW风机已在海上并网,欧洲海上风机平均容量从2015年的4.2MW提高到4.8MW,并网海上风电场平均规模为380MW,相比2015年增加了12.3%。2016年海上风电场的平均水深从2015年的27.2 m增加到29.2 m,平均离岸距离为43.5km,比2015年增加了0.2km。 就装机总量来看,截至2016年底,英国依然是欧洲最大的海上风电国家,其装机总量达5156MW,占全欧总装机容量的40.8%;紧随其后是德国,丹麦则以10.1%跻身前三甲,荷兰取代比利时成为欧洲第四大海上风电大国。 就风机制造商市场占有率而言,西门子依旧雄踞榜首,市场占有率达67.8%;紧随其后的是三菱重工维斯塔斯和苏司兰。截至2016年底,欧洲海上风电场共计安装了4152个基座结构,其中单桩式基座依然为主流基座结构,数量达到3354个;其次是重力式基座结构;随后依次为导管式结构、三脚架结构和三桩式以及一个浮动式海上风机。 从开发商的角度来看,在新增装机中,Northland Power公司以23%的份额拔得头筹,排名前五的企业还包括DONG能源、全球基础设施合伙公司、西门子以及Vattenfall。这五家的市场份额合计69.2%。

相比于丹麦,英国海上风电的开发主要使用的是开发商为主导的机制,前期开发进程主要是由政府主导的几轮海上风电发展计划推动的。

海上风电补贴机制的变迁

虽然2016年并网容量相对2015年有所下滑,但是正在建设的大量项目意味着并网容量在未来两年内将明显增加。欧洲风能协会指出,还有24.2 GW的项目已获准建设,7GW的项目正在申请许可证,总计65.6 GW的项目正处于规划阶段。然而,由于欧盟成员国到2020年内要完成其“国家可再生能源行动计划”,项目启动的数量将下降,容量增加将在2020年停止。到2020年,欧洲海上风电总容量将达24.6GW。

可再生能源发电企业与差价合约交易公司自愿签订以固定电价出售电力的协议,不受电力价格的波动影响,发电企业售电均采用合同规定的合约价格,差额通过差价合约交易公司——低碳合约公司由国家补贴,企业可以在配额制和差价合约中二选一。2017 年10 月,英国海上风电的拍卖价格已经低至57.5 英镑/ 兆瓦时,比2015 年下降一半,首次低于核电,标志着英国能源革命向前迈出了重要一步。

经过多年的发展,欧洲尤其英国、德国的海上风电市场无论是价格下降趋势、供应链成熟性、市场的开放程度都已有一个成熟市场的雏形。而中国的海上风电还处于起步阶段,这样一个稚嫩的市场自然不可能完全去依葫芦画瓢,但欧洲市场仍有很多值得借鉴的地方。

2016年,全球海上风电装机达到14.4GW,其中欧洲占据了其中的87%,尤以英国、德国、丹麦、荷兰、比利时五国为主。

海上风电等可再生能源企业所获补贴主要由英国所有供电企业所征收的“供电商义务税”以及政府的财政补贴。与原来的RO 制度相比,对企业来说,差价合约制度既为海上风电等可再生能源发电企业提供稳定清晰的价格保障和预期,又保留了市场机制对发电企业的激励作用。将市场机制与政府扶持手段紧密结合在一起,取得了良好的效果。

由于固定电价补贴下的上网电价不可预期,开发商收益受市场波动影响,风险较大,并不利于海上风电这种新兴技术的初期发展,丹麦以及欧洲众多国家采取了浮动式电价补贴方式。即上网电价固定,而补贴额度为上网电价和市场价的差额。

※ 固定电价补贴/绿证不受欢迎 由于电力市场较为完善,欧洲大部分国家对可再生能源发电的补贴政策已经从FIT转向了FIP,即更多考虑市场电价。其中固定电价补贴即上网电价由市场电价和补贴两部分决定,补贴多为固定额度,丹麦针对陆上风电的补贴就采取此类模式。而国内现在比较火的绿证其实与此类似,绿证可以理解为另一种补贴,其价格由不同的市场机制形成,其中英国的ROC和美国各州的RPS体系也不尽相同。对于海上风电,这种补贴模式在欧洲并不盛行。这种补贴模式下的上网电价并不固定,其中固定补贴模式下,上网电价相当于市场电价平行上抬,而绿证模式下,由于绿证价格的形成机制不同,价格灵活,上网电价更加多变。 ※ 浮动电价补贴是主流 由于固定电价补贴下的上网电价不可预期,开发商收益受市场波动影响,风险较大,并不利于海上风电这种新兴技术的初期发展,丹麦以及欧洲众多国家采取了浮动式电价补贴方式。即上网电价固定,而补贴额度为上网电价和市场价的差额。成交价即海上风电厂所得上网电价,为固定值,这个价格或为政府制定,或为竞拍所得。而成交价与市场价或校准市场价之间的差额构成了补贴。其中校准市场价多为在年平均市场价的基础上考虑其他一些风险因素,进行调整,各国考虑因素也不一。 此外,各国对价格风险控制的态度也有所不同,有些设置了补贴下限,有些设置了补贴上限,有些则完全放开。 ※ 竞价成为新潮流 目前,采用竞拍的方式决定上网电价正在成为趋势,英国、德国、荷兰都开始改成这种形式,与中国最初推行海上风电时实施的特许经营权有些类似。这种模式下产生的价格由竞争产生,更利于海上风电价格下降,但对于企业而言风险较大,更适宜较为成熟的市场,无论是供应链还是玩家的风险掌控能力都更强。 竞拍规则各国有所不同,欧洲各国均采取度电价格投标,以价低者中标,但最后出清价格各异,其中英国以竞拍最高价出清,而大多数国家采用中标价出清。而中国的特许经营权综合考量多方因素,价格只是其中一个要素。美国则采用商业租赁的形式,拍卖土地,价高者获得。 虽然竞价模式因竞争可以尽快降低价格,但也增大了企业的风险,存在企业违约即不履行项目或推迟项目的可能,如中国的第一次海上风电的特许经营权竞标就出现了类似的尴尬,虽然价低,但项目迟迟无法启动。 为平衡价格与风险,各国各有想法。如通过政府来确定地点而非让企业自主选择,从而降低选址失误的风险与成本,但也会一定程度上限制企业的自主性。再比如通过预选的方式,设置标准,排除一些投标。或是如荷兰增收投标保证金来提高门槛,但英国则选择免费投标,吸引更多竞争。 最后,对于未能按时履约,大多数国家都采取较高处罚措施,降低风险,而德国则选择了较低的惩罚措施。这也可以部分解释德国在今年上半年创造的零电价竞标,即完全接受市场电价无需补贴。另一方面的原因可能是,项目完成日期设定较晚,为2024年,开发商对于技术进步有较为乐观的预期。 三、海上风电发展趋势 全球海上风电发展迅速,市场广阔。2016年全球累计海上风电产能增长2,219MW,增幅18%。据全球风能理事会估计,2017年产能有望再增3GW。另外,根据市场研究机构Markets发布的报告,2017年全球海上风电市场投资约270.2亿美元,预计到2022年增长到551.1亿美元,期间复合年增长率达15.32%。 如果全球经济一直朝着无碳化的方向发展,到2030年,风电必将成为主力电源。国际可再生能源署认为,海上风电的总装机在2030年将达到100GW,但如果能够从政策层面使可再生能源在全球能源结构中的占比翻番,那么到2030年海上风电的装机规模有望进一步扩大——风电总装机将达到1990GW,其中海上风电占280GW。 海上风电产业的发展现在已经不仅仅覆盖北欧区域,开始向北美洲、东亚、印度和其他地区扩展。美国第一个海上风电场已在去年投产,中国海上风电产业也有了进一步的推动,计划将在台湾市场大力开发海上风电;在可预见的未来,尽管欧洲仍将继续称霸海上风电市场,但目前的趋势表明,在未来几年内全球海上风电将很有可能开始呈现全面腾飞的局面。 海上风电的技术发展趋势: 叶片制造技术以及传动系统性能的持续改善。这使得可以应用更大型的叶片,相应地提高了单机容量。目前主流在役机组的单机容量为6MW,风轮直径达到150m。运用更大型的机组,可能并不一定会在现有设计的基础上进一步降低单位兆瓦的资本成本,但却可以通过提高可靠性以及降低单位兆瓦的基座制造和吊装成本,来降低度电成本。预计到21世纪20年代,单机容量为10MW的海上风电机组将会投入商业化应用,而到21世纪30年代,单机容量为15MW的机组将可以进入市场。 机组吊装的便捷化。机组吊装将会不断趋于简单。通过在港口组装和预调试机组,并在海上一次性完成吊装工作,可以大大简化原有的环节。另外一种创新则是预先安装好机组和基座,再通过定制的运输船或者拖轮将其运到指定的机位点。这些方面的创新有助于降低吊装成本,并规避健康和安全风险。 漂浮式基座的发展。漂浮式机组是另外一个将会对海上风电成本下降产生重要影响的创新环节,并有望在2020年实现商业化。应用该类型的基座,可以使海上风电开发进入到风能资源更好,水深超过50m的海域。在中等水深的海域,相比于固定式基座,漂浮式基座无疑更具成本优势,因为其可以使基座设计标准化,并能够最大限度地减少海上作业。此外,安装这种基座时还可以使用造价低、现成的安装船。 输电环节的创新。输电环节也存在诸多可以创新的方面,其中就包括减少海上高压交流基础设施。在输送离岸较远的风电场所发电力时,高压直流方式要优于高压交流方式,因为前者可以减少线损以及电缆成本。高压直流输电基础设施成本的下降,将可以为其打开新的应用市场,并使高压直流变电站的互联成为建设国际或者洲际高压交流超级电网的第一要素。

2018 年,全球海上风电新增装机容量4.5GW,累计装机规模已经达到23.1GW。海上风电具备资源储备丰富、发电稳定、利用率高等得天独厚的优势,已成为绿色可持续发展的必由之路。又因为涉及多个领域,能充分带动海上经济的发展,是地区经济建设的宝贵资源。

值得注意的是,补贴也可能为负。当市场价格高于竞拍价时,如英国的海上风电厂就需要履行价差合同,将高出竞拍价的部分返还给LCCC,而由于参考校准市场价,荷兰的海上风电厂则可以坐享这部分收益,无需返还。

2. 欧洲海上风电市场展望 虽然2016年欧洲海上风电的并网容量远低于2015年,但大量项目的开工建设意味着,在未来两年,并网容量将会显著增加。 由于第三轮拍卖被延期,在2016年增长出现放缓后,英国海上风电发展速度将明显加快。德国市场将持续增长。比利时也将有新增装机,这主要来自于Nobelwind风电场和两个于2016年8月被核准的项目。未来两年,丹麦和荷兰于2015年和2016年获得特许权的项目也将开始动工。 到2019年,欧洲开工建设的海上风电项目数量将减少,因为彼时欧盟各个成员国此前依据可再生能源指令制定的国家可再生能源行动计划将到期。与2016年相似,到2020年,虽然有大量项目处于建设中,但欧洲海上风电装机规模的增长速度将趋缓。届时,欧洲海上风电的总装机将达到24.6GW。 目前正处于建设中的项目将会新增装机容量4.8GW。经WindEurope确认,有24.2GW的项目已经获得核准,即将开工建设。还有7GW的项目正处于核准中。此外,还有总计65.5GW的项目正在规划中。 德国将在2017年和2018年通过过渡招标的方式竞拍3.1GW的海上风电装机容量,涉及23个项目。这些项目预计将在2025年交付。 从获得核准建设的装机规模来看,英国的占比是最高的,达到48.1%,总装机容量为11,957MW。紧随其后的则是德国、瑞典、荷兰、丹麦、爱尔兰和比利时。其他国家和地区则有348MW的装机获得核准,占比1.4%。 在荷兰,项目一旦招标结束,将很快获得核准。2017年,该国Hollandse Kust Zuid项目完成招标后,将会新增700MW的装机规模。 在爱尔兰和瑞典,短期内预计将没有项目进入建设阶段。 通过对获核准建设的风电项目进行分析可以得出,从中期来看,北海依然是海上风电开发的主要海域,占核准规模的78%,达到19,393MW。波罗的海则是另一个主要开发区域,占比14.1%。 大西洋海域占4.1%,而一旦法国的海上风电项目被核准,还将新增3GW装机。 爱尔兰海占比2.6%,主要来自于WalneyExtension项目。地中海也有一些项目获得了核准,装机容量为272MW,占比1.1%。但在2020年之前,该海域的装机规模不会大幅增加。 2017年,有望完成最终投资决策的海上风电项目总装机规模预计将达到2.8GW,包括Borssele风电场1期和2期、Borssele风电场3期和4期、Global Tech风电场2期、KriegersFlak风电场,以及DeutscheBucht风电场的融资关闭。Butendiek风电场的再融资以及London Array风电场的少数股权也计划将在2017年进入融资关闭阶段。取决于公开交易的成本情况,2017年的融资需求最高可能达到70亿欧元。 3. 中国海上风电现状与挑战冠亚体育官网, 我国拥有发展海上风电的天然优势,海岸线长达1.8万公里,可利用海域面积300多万平方公里,海上风能资源丰富。根据中国气象局风能资源详查初步成果,我国5至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内,风电可装机容量约2亿千瓦时。可以看出,海上风电是我国发电行业的未来发展方向。 2016年,我国陆上风电新增装机容量有所回落,而海上风电装机实现大幅度增长。根据中国风能协会的统计,2016年,我国海上风电新增装机154台,容量达到59万千瓦,比上年增长64%,累计装机量达到163万千瓦,排在全球海上风电装机榜单第三位。而我国陆地风电主要位于我国西北部,当地消纳能力有限,对外输送有赖于特高压输电线路建设的现状。海上风电可发展区域主要集中在我国东部沿海地区,大力发展海上风电,不仅可以满足东部用电需求,陆、海风电相结合,更会加快我国绿色发电的步伐。 更重要的是,海上风电是我国“一带一路”倡议及“十三五”新能源规划的重点产业,是推动沿海经济发达地区能源转型的重要手段。 早在2016年11月,国家能源局印发的《风电发展“十三五”规划》就提出,到2020年,风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上,其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上。今年5月3日,山东发改委响应国家能源局号召,发布《山东电力发展“十三五”规划》。规划指出,到2020年,山东省建成风电装机1400万千瓦。规划鲁北、莱州湾、渤中等6个百万千瓦级海上风电场,总装机规模1275万千瓦。今年5月4日,国家发改委联合国家能源局印发《全国海洋经济发展“十三五”规划》,提出应因地制宜、合理布局海上风电产业,鼓励在深远海建设离岸式海上风电场,调整风电并网政策,健全海上风电产业技术标准体系和用海标准。随着系列政策的出台落地、经验的积累和经济性的凸显,我国海上风电持续推进,有望在“十三五”期间迎来黄金时代。 根据2017年最近的统计数据,中国在建与已投产的风电累计发电功率已达到4.44GW,占到全球总量的17.95%,稳居世界第三位,同时,从中国的新增海上风电发电功率趋势来看,其增长势头强劲,与世界第二位丹麦的差距也在不断缩小。 不过,尽管迎来了较好的政策环境和市场机遇,我国海上风电发展仍面临诸多挑战。 其一,面临成本较高的问题。据国网能源研究院统计,海上风电的平均投资成本约为陆上风电的2.8倍。2015年,中国海上风电的平均投资成本约为2400美元/千瓦。另据彭博财经数据统计,中国现有大部分海上风电项目的成本约为0.16美元/千瓦时至0.23美元/千瓦时,远高于煤电、气电和陆上风电的成本,也高于国家发改委规定的海上风电上网电价。 其二,面临技术风险。海上风电机组的单机容量更大,对风电机组防腐蚀等要求更为严格,质量问题尤为重要。又比如建设阶段需要更大吨位的船舶、具备建设能力的参与方数量有限、市场容量有限、设计过程复杂而漫长、行业标准缺失等。 为了迎接挑战,推动海上风电行业发展,可以从以下措施入手: 进一步完善支持海上风电发展的各项政策措施,确保对海上风电的支持力度,同时积极为企业开展项目建设提供便利条件。 进一步加大海上风电相关的投入,扎扎实实地做好技术研发,积极开展国际合作,通过工程实践进一步完善相关的技术方案和标准规范体系,克服技术难题。 扎实基础工作,包括整机制造、施工技术研发等领域,避免或降低因后期出现问题导致的高额维护成本。 政策力度不断加大,研发投入的不断增加,实践经验的不断积累,都将推动海上风电全产业链技术水平的进步和成本下降。我国海上风电竞争力将不断增强,发展前景广阔。 二、各国海上风电政策简析 海上风电,作为一种较陆上风电和光伏发电更稚嫩的新能源发电技术,是扶持政策的重点对象,中国海上风电的直接激励政策历经了特许经营权拍卖到上网电价补贴,往后是否会走到配额制加绿证还不得而知,而欧洲的直接激励政策则略有不同,近些年的大体趋势却是从固定补贴转向了特许经营权拍卖。 对于一项新技术的扶持往往是一整套体系,以海上风电为例,政策扶持涉及到较多方面,如整个装机目标的确定、选址方式、电网连接、供应链发展、研发支持等,在此仅对欧洲几个海上风电发展大国的直接激励政策稍作整理。

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海上风电,作为一种较陆上风电和光伏发电更稚嫩的新能源发电技术,是扶持政策的重点对象,中国海上风电的直接激励政策历经了特许经营权拍卖到上网电价补贴,往后是否会走到配额制加绿证还不得而知,而欧洲的直接激励政策则略有不同,近些年的大体趋势却是从固定补贴转向了特许经营权拍卖。

一、全球海上风电现状 根据最新数据显示,风能发电仅次于水力发电占到全球可再生资源发电量的16%。在全球高度关注发展低碳经济的语境下,海上风电有成为改变游戏规则的可再生能源电力的潜质。在人口密集的沿海地区,可以快速地建立起吉瓦级的海上风电场,这也使得海上风电可以成为通过经济有效的方式来减少能源生产环节碳排放的重要技术之一。海上风电虽然起步较晚,但是凭借海风资源的稳定性和大发电功率的特点,海上风电近年来正在世界各地飞速发展。在陆上风电已经在成本上能够与传统电源技术展开竞争的情况下,目前海上风电也正在引发广泛关注,它具有高度依赖技术驱动的特质,已经具备了作为核心电源来推动未来全球低碳经济发展的条件。

面对各类风险,推动我国海上风电标准化、智慧化、规模化建设至关重要。未来几年将是我国海上风电创新和变革的关键时期。需要国家和地方为其创造一个较为稳定的发展环境。应延长政策支持窗口期,把握好补贴退坡速度;加快建立海上风电场工程建设等方面的标准;简化项目开发建设审批程序,降低非技术成本;引导市场化竞争,提升海上风电的核心竞争力。同时产业链相关企业需加强配套装备的研发和创新,增加设备可靠性,有效贴合行业需要;建立数字化平台,提高应对风险的能力。

目前,采用竞拍的方式决定上网电价正在成为趋势,英国、德国、荷兰都开始改成这种形式,与中国最初推行海上风电时实施的特许经营权有些类似。这种模式下产生的价格由竞争产生,更利于海上风电价格下降,但对于企业而言风险较大,更适宜较为成熟的市场,无论是供应链还是玩家的风险掌控能力都更强。

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我国可以搭乘全球发展海上风电的快车,加强国际交流,协同发展,合作共赢。欧洲海上风电竞价模式、技术趋势,以及风电场运维等先进的管理和开发建设经验对我国发展海上风电有重要的借鉴意义。国内企业应当加快国际技术交流和合作,同时积极参与国际市场开发建设,积累先进的技术管理经验,促进国内海上风电产业健康发展。CGC

欧洲补贴机制随着市场的发展从政府定价走向了竞拍模式,进一步带动价格下降。随着国内电改的推行,从FIT走向FIP或成趋势,之后待到时机成熟,是否可以重启特许经营权竞标?

据全球风能理事会统计,2016年全球海上风电新增装机2,219MW,主要发生在七个市场。尽管装机量比去年同期下降了31%,但未来前景看好,全球14个市场的海上风电装机容量累计为14,384MW。英国是世界上最大的海上风电市场,装机容量占全球的近36%,其次是德国占29%。2016年,中国海上风电装机量占全球装机量的11%,取代了丹麦,跃居第三。其次,丹麦占8.8%,荷兰7.8%,比利时5%,瑞典1.4%。除此之外还包括芬兰、爱尔兰、西班牙、日本、韩国、美国和挪威等市场,共同促进了整个海上风电的发展。

减少政策依赖,逐步向市场化迈进

其中,补贴多由电网从用户方代售后转交给发电厂。英国较为特殊,实行价差合同,即引入一家政府所有的公司Low Carbon Contracts Company作为对手方,管理补贴,根据市场价格与成交价的差额,多退少补。

竞价和平价上网是海上风电的未来和必然趋势,但我国海上风电产业还未做好充足的准备,面临多种挑战。海上风电平均补贴强度约为陆上风电的3 倍,而投资成本和后期运维成本仍然较高,即便是近海风电,仍然比陆上单位投资高出一倍以上;一些关键部件并未实现国产化,失去某些控制成本的主动权。

如上图所示,成交价即海上风电厂所得上网电价,为固定值,这个价格或为政府制定,或为竞拍所得。而成交价与市场价或校准市场价之间的差额构成了补贴。其中校准市场价多为在年平均市场价的基础上考虑其他一些风险因素,进行调整,各国考虑因素也不一。下表总结了五国在补贴设计上的异同。

德国海上风电起步晚于丹麦、英国,但通过一系列政策引导,推动了海上风电产业链的快速发展、健全。

由于电力市场较为完善,欧洲大部分国家对可再生能源发电的补贴政策已经从FIT 转向了FIP,即更多考虑市场电价。其中固定电价补贴即上网电价由市场电价和补贴两部分决定,补贴多为固定额度,丹麦针对陆上风电的补贴就采取此类模式。而国内现在比较火的绿证其实与此类似,绿证可以理解为另一种补贴,其价格由不同的市场机制形成,其中英国的ROC和美国各州的RPS体系也不尽相同。对于海上风电,这种补贴模式在欧洲并不盛行。

行业数据显示,未来十年,海上风电新增装机有望达到2.72 亿千瓦左右。世界各国家和地区政府都给予市场充分的支持以推动海上风电的发展。欧洲风能协会发布了《欧洲海上风电宣言》《欧洲海上风电场布局图》等报告和图表,以促进海上风电发展。

为平衡价格与风险,各国各有想法。如通过政府来确定地点而非让企业自主选择,从而降低选址失误的风险与成本,但也会一定程度上限制企业的自主性。再比如通过预选的方式,设置标准,排除一些投标。或是如荷兰增收投标保证金来提高门槛,但英国则选择免费投标,吸引更多竞争。

海上风电发展初期,建设周期长、风险高。政府的明确规划也让开发商能够放心制定长期的发展策略,便于掌握开发节奏。

此外,各国对价格风险控制的态度也有所不同,有些设置了补贴下限,有些设置了补贴上限,有些则完全放开。

预计到2020 年,年度装机容量将达到690 万千瓦,海上风电新增装机容量将占风电新增装机容量的28%。2027年,海上风电年度装机容量将超过陆上风电年度装机容量。2030 年,海上风电累计装机容量将达到1500 万千瓦。

固定电价补贴/绿证不受欢迎

亚洲海上风电市场增长主要来源是中国、韩国和日本。在这些国家,项目和产业链正逐步走向成熟。越南和印度处于初期阶段,但海上风能潜力分别能达到2700 万千瓦和6000 万千瓦。印度政府设定了到2022 年和2030 年分别达到500 万千瓦和3000 万千瓦的海上风电发展目标。

竞价成为新潮流

价格是市场的信号灯。随着海上风电产业的逐步成熟,政府主导价格逐步向市场主导过渡。2012 年,英国颁布了《能源法案草案》,提出了推动可再生能源发展的新政策——差价合约政策的初步框架。可再生能源差价合同从2015 年开始实施,即从2014 年起,装机容量高于5MW 的发电商可以在配额制与差价合约政策之间进行选择。2017 年4 月起,差价合约开始全面取代可再生能源义务证书制度。

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