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近日，英国第五轮差价合约分配（AR5）结果终于出炉。在2022年AR4取得空前成功之后，诸多原因导致的成本上升与不断下降的政府限价导致本轮仅成交了3.7吉瓦的可再生能源装机，相较上一轮结果大减66%。在所有的电源类型中，海上风电无一竞标，陆上风电和光伏装机反弹有限，地热能首次中标，或为本次竞标的唯一亮点。
根据英国能源安全与净零排放部（DESNZ）9月8日发布的信息，本轮自3月份起招标的分配共有1928兆瓦光伏和1704兆瓦陆上风电及岛屿风电中标。其中光伏容量中标价格为47英镑/兆瓦时，与政府设定的行政执行价格（Administrative Strike Price，ASP），即限价一致；风电中标价格则为52.29英镑/兆瓦时，比ASP低1%。这些装机预计将于2025—2028年间并网发电。
图片在本轮竞标中，海上风电开发商无一投标。有分析指出，不断下降的ASP与因通胀和供应链短缺而节节上升的开发成本之间形成了不可调和的矛盾。批评者认为政府“一厢情愿”地降低限价，在目前海上风电2028年预期装机仅有26吉瓦的情况下，鲍里斯·约翰逊政府提出的2030年50吉瓦海上风电装机目标几乎成为“不可能的任务”。
数据来源：英国能源安全和净零排放部（DESNZ）
限价机制遭质疑，通胀加深成本困境
作为本轮分配的焦点，ASP的形成机制受到了较多质疑。该限价由英国政府制定，并在分配轮开始接收投标之前向社会公布。该限价机制将所有技术分为两个组别，即限价较低的“成熟技术组”（第一组）和限价较高的“新兴技术组”（第二组）。除了每个组别各自共享财政预算外，组别中的不同技术限价也有一定差别。部分技术在AR4和AR5的限价对比可见下表，价格均以2012年英镑等价计算。
可以看到，英国政府对“成熟技术”与“新兴技术”采取了不同的限价模式。对于从AR1起就被放在第一组的光伏及陆上风电，政府认为其价格下探空间有限，故保持了既有限价。对于长期被认为是新兴技术的地热能和潮汐能，政府认为技术进步速度较快，可适当下调限价。
然而，直至AR4都被认定是新兴技术的海上风电在AR5中被认定为成熟技术，这意味着限价不仅要继续下调，而且要和光伏/陆上风电抢夺预算空间。
英国政府下调限价并非异想天开。除了提升预算效率，降低未来用电成本等原因外，英国政府也利用欧洲海上风电开发为下调限价的政策辩护。例如，在预计2028年并网的法国敦刻尔克海上风电场所签订的购电协议中，上网电价即为44欧元/兆瓦时，甚至低于ASP限价。
然而，对于海上风电的运营商而言，尽管英国作为全球海上风电装机量第二大国拥有成熟的开发环境，但是脱欧、疫情与俄乌冲突导致的通货膨胀与供应链成本上升却实实在在地提高了该国海上风电的开发成本。就在2023年7月份，瑞典Vattenfall公司宣布因为成本上升而暂停1.4吉瓦的位于英格兰东海岸诺福克的海上风电场项目。该项目刚刚在2022年的AR4中以37.35镑/兆瓦时的历史低价中标了政府差价合约。
据分析，融资成本的不断上升使得部分地区海上风电差价合约的收益率已经低于无风险利率，而在不得不依赖差价合约或长协保障远期收益的大环境下，ASP的降低使得海上风电在本轮竞价几乎无利可图。因此，已经持有土地及并网许可的约4吉瓦潜在项目纷纷选择观望下一轮招标，期待在本次“历史性惨败”后，英国政府将在AR6投入更多资金并调整ASP以保证其海上风电的领先地位。
差价合约的先行者如何启示其他市场？
作为全球电力市场改革的先行者之一，英国在2014年最早引入了容量市场和差价合约两大机制。差价合约的引入有效地取代了既有的上网电价补贴（FIT）机制，使得可再生能源的开发激励更好地与电力市场相契合。在AR5之前，差价合约已经为英国确保了26.6吉瓦的可再生能源装机，其中2022年的AR4一轮即中标了共计10.8吉瓦。双向差价合约机制也被2022年欧盟电改所借鉴，成为其主要改革点之一。
尽管AR5对英国海上风电装机目标的实现造成了沉重打击，但仍有声音认为海上风电的缺席证明了在差价合约机制之下，市场参与者相较于欧洲市场更加严格地遵守了成本限制（cost discipline），其反例即为2023年7月德国海上风电的招标。该次招标结果约为200万欧元/兆瓦。经核算后，这些项目的上网电价需达到70—80欧元/兆瓦时方可盈利，而这即便是对今日的德国电力市场而言也是天方夜谭。差价合约的“锁定收入”性质使得开发商不会盲目高估未来收入，从而降低整体市场风险。
因此，在保持差价合约机制框架的大前提之下，英国各方也纷纷呼吁政府对现有差价合约机制进行改革，以适应短期内的通胀压力及成本上升。在保护产业及实现电力行业减排的视角上来看，ASP应当“能降”且“能升”。与此同时，应当确保在保证合理收益前提下的有效竞争，以平衡项目可实现性与电价可负担性之间的平衡。
