“最佳清洁能源”投资理念已随价格上涨发生改变

研究表明，不可预测的需求驱动因素和供应不确定性正在迫使投资者在美国寻求新的清洁能源目标。

一些分析师指出，美国最近的电力采购协议价格飙升主要是由通胀推动的，只是近期带来的问题。

美国政府气候倡议推动的历史性清洁能源投资正在改变美国的能源经济，让开发商、投资者和分析师重新计算清洁能源的价值。

根据美国能源情报署在今年3月发布的《2023年先进能源展望》报告，到2050年，美国总统拜登的倡议将使美国的风力发电设施装机容量增加235%，光伏系统的装机容量增加1019%，电池储能系统的装机容量也将相应增长。一些分析机构的分析师声称，经济加速增长推高了可再生能源发电价格，促使建筑商和买家争相寻找成本最低的清洁能源的投资。

根据Lazard公司在2023年4月发布的度电成本(LCOE)报告，即使没有获得补贴，在所有公用事业规模的发电设施的选择中，新的公用事业规模的光伏系统、光伏+储能项目，公用事业规模的陆上风电设施以及风电+储能项目，显然具有最低的能源成本或度电成本(LCOE)。

Wood Mackenzie公司能源转型和电力与可再生能源副主席Christopher Seiple说，“但是最低成本的解决方案不再仅仅是拥有最低的度电成本，而是对可再生能源如何适应电力系统的评估。”他补充说，全面采购需要评估拟议项目的具体位置和电力输出概况、并网成本以及电力系统的传输和可靠性需求。

包括Level Tenenergy公司和Edison Energy公司在内的市场观察人士一致认为，由于一系列政策和经济驱动因素，可再生能源合同价格自从2022年底以来快速增长，全面的项目评估现在尤其必要和复杂。

Edison Energy公司负责可再生能源咨询业务的总经理Joey Lange表示：“要确定可再生能源项目的最低价格并不容易，因为这些项目和宏观经济因素结合在一起。即使最近在开发可再生能源最具经济可行性的地方，市场拥堵和价格抑制也使它们的建设变得更加困难和昂贵。”

分析师和利益相关者表示，受到《削减通胀法案》驱动的需求、电网积压、利率动荡和供应链限制，正在推动开发的可再生能源项目价格飙升。但这些因素的影响程度和持续时间是不确定的，因此有必要进行更复杂的项目分析，并对次优的可再生能源项目选择如何在成本效益和区位效益方面实现最佳价值提供新的认识。

根据LevelTen公司在今年4月发布的一份研究报告，2023年第一季度，北美地区的平均电力采购协议价格上涨6.6%，其中光伏项目的电力采购协议价格上涨8.5%，风电项目的电力采购协议价格上涨4.9%。根据Edison Energy公司在2023年第一季度发布的全球可再生能源市场更新报告，在几乎所有市场和技术的衡量下，价格涨幅实际上可能高达11%。

LevelTen公司和Edison Energy公司表示，虽然今年第二季度的研究数据尚未公布，但电力采购协议价格上涨的趋势尽管在光伏市场方面略有放缓，但在2023年第二季度仍在持续，随着关键价格驱动因素的上升，多种市场动态将受到不确定性的影响。Edison Energy公司补充说，尽管《削减通胀法案》的一些细节正在澄清，但由于美国政府指导缓慢造成的不确定性仍然让开发商和投资者感到沮丧。

分析师在报告中指出，《削减通胀法案》将光伏系统的投资税收抵免扩展到独立部署的储能系统，符合条件的项目可能会由于获得30%的抵免而降低成本。此外，他们补充说，《削减通胀法案》将风力发电设施的生产税收抵免扩展到光伏项目，类似的附加条件可能使其项目降低23美元/MWh。

根据Lazard公司的研究报告，新的公用事业规模光伏系统的无补贴度电成本低至24美元/MWh，而补贴和广泛计算的光伏+储能项目的度电成本将低至46美元/MWh。研究发现，最低的无补贴和广泛计算的公用事业规模陆上风电厂和电的度电成本将降到24美元/MWh，而广泛计算的风电设施和储能系统最低度电成本为42美元/MWh。

Lazard公司表示，燃煤发电、联合循环天然气厂、核电站的度电成本没有竞争力。分析师们一致认为，新建联合循环天然气发电厂的度电成本降到39美元/MWh，与可再生能源发电设施和储能系统相结合的价格相比具有竞争力，尽管它们会带来更多的碳排放量和不稳定的燃料价格。

但分析师补充说，Lazard公司计算的最低的度电成本是专门为100MW的公用事业规模的光伏项目计算的，与50MW/200MWh的电池储能系统相匹配，其度电成本为65美元/MWh，以及专门为100MW的陆上风电设施计算的，其度电成本为33美元/MWh，在许多地方对天然气的经济竞争力带来了挑战。

Edison Energy公司前高级清洁能源顾问Lauren Kielley表示，有了这些价格优势，清洁能源行业可以管理价格动态，因为诸如并网和供应链限制以及《削减通胀法案》提供税收抵免带来影响等带来的挑战。

但许多分析师一致认为，由于短期内不同方向的驱动因素和大多数驱动因素带来的不确定性增加，目前很难确定最佳的清洁能源投资。

图1 2022年美国的各种能源发电量

驱动因素和不确定性

根据LevelTen公司和Edison Energy公司最近发布的研究报告，政策和价格驱动的可再生能源电力需求正在增长，而开发商面临政策和市场因素阻碍电力供应。

LevelTen公司商业分析总监Stefan Pugatchenko表示，《削减通胀法案》要求和供应链障碍推高了零部件、原材料和劳动力的成本，而利率上升使可再生能源项目的融资更加昂贵和不确定。

根据Edison Energy公司发布的研究报告，由于这些不确定性，由于对可再生能源的需求不断增加，原本预计美国在2025年之前投入运营的2023年第一季度可再生能源项目中有78%将被推迟。

Edison Energy公司前顾问Kielley说，虽然各种因素推高了开发可再生能源项目的成本，但俄乌冲突、通货膨胀和银行不稳定等宏观经济因素使天然气价格保持在异常高的水平，从而推动了可再生能源的市场竞争力。但她补充说，天然气价格波动的历史趋势增加了可再生能源电力采购协议价格的不确定性。

LevelTen公司的Pugatchenko也认为，许多驱动因素的推动作用及其不确定性是推动电力采购协议价格在2023年迅速上涨的原因。

Edison Energy公司的Lange说：“简单的并网不复存在，可再生能源发电项目离负荷更远，并网成本更高，这导致项目成本增加了一倍或两倍。”他补充说，由此产生的可再生能源需求激增限制了风力发电和光伏发电项目承包商的可用性，这可能会继续增加项目成本。

Lange表示，在过去的两到三年里，推动低价项目投入运营的势头朝着错误的方向发展。 用户需求和不确定性之间的复杂关系可能不会很快改变。

LevelTen公司Pugatchenko表示，90%以上的受访开发商预计《削减通胀法案》条款会对价格产生影响，但没有美国国税局的指导，难以确定税收抵免是否会推动电力采购协议的价格上涨或下降。

他补充说，如果不对现有的输电方式进行大规模改变，《削减通胀法案》带来有利影响就无法实现。他指出，《削减通胀法案》新的激励措施可能会导致更高的并网积压和可再生能源发电量增长，导致更多的电网拥塞，更多的负面市场定价，以及电力采购协议定价和合同条款的新的不确定性。

Pugatchenko、Lange、Seiple和其他分析师表示，可再生能源发电份额增长将是可调度发电新投资的关键驱动力。但他们一致认为，针对储能系统、核电、绿色氢气和天然气发电厂的《削减通胀法案》的税收抵免增加了投资者对最佳技术投资的不确定性。

Lange表示，如果一些不确定性得到澄清，《削减通胀法案》的好处导致项目成本降低，需求的增长可能会推动可再生能源项目成本下降。但他补充说，目前还不确定开发商是否会降低电力采购协议价格，而承购方愿意支付更高的价格。

咨询师、美国前能源部助理部长、德克萨斯州公用事业专员Karl Rabago也认为，如果公用事业公司继续承诺实施价格更高的可再生能源的电力采购协议，以满足利益相关者对更多可再生能源的需求，可再生能源项目的价格上行压力可能会持续下去。

Rabago补充说，储能系统获得税收抵免将有助于推动对电池的需求。《削减通胀法案》支持的国内生产的电池可以满足这一需求，并降低成本。他说，“但价格只会随着电池供应的增加而下降，而且不确定可再生能源电力采购协议价格将如何影响储能系统的]需求。”

Kielley补充说，目前还不确定对可再生能源和储能项目的需求是否会增加。如果电力采购协议价格下降，承购方将会受益，但如果价格上涨，开发商将受益，而对这些项目的需求可能取决于这些利益的协调。

LevelTen公司的Pugatchenko表示，许多政策驱动因素的出现和持续使用可能会被政治转变或新政府打断。

分析师们一致认为，在这种驱动因素不确定性的推动作用下，找到价格最优的可再生能源可能需要对承购方进行一种更复杂的尽职调查。

图2 美国2023年第一季度电力采购价格

没有简单的答案

尽管许多人担心电力采购协议价格飙升，但一些人表示，这主要是美国经济通胀驱动的，只是近期的问题。

但BNEF公司北美研究负责人Tom Rowlands-Rees表示，为了应对当前的需求，电力供应商现在正在寻找成本最低的可再生能源。他补充说，《削减通胀法案》可能会降低所有可再生能源的开发成本，但开发商和承购商做出的具体选择将取决于立法、法规和地点。

他说，“一些地区需要开发更多的可再生能源来满足电力需求，另一些地区开发可再生能源，但需要储存电力，还有一些地区希望利用当地的光伏发电或海上风电资源。”

他补充说，现在合乎逻辑的选择是投资可再生能源发电设施和储能系统，但监管使得拥有和运营基于价格的化石燃料发电成为许多公用事业公司更好的选择。

Edison Energy公司的Lange表示。为了满足可再生能源项目的近期需求，一些开发商已经从开发光伏系统或风电设施的最佳地点转移到更容易获得许可和并网的地方。

Edison Energy公司前能源顾问Kielley对此表示认同。她说，“没有简单的方法来总结所有的变量，但它不仅仅是最便宜的可再生能源发电或最低成本的购电协议，因为还有其他动态。”她表示，一些可再生能源的发电概况与一些市场规则相结合，提供了捕捉其他收入来源的机会，例如峰值电价。

Wood Mackenzie公司的Seiple表示，可再生能源项目的最佳采购流程似乎始于详细的公用事业规划，从而导致竞争性的开发商竞标。他补充说，Xcel公司在科罗拉多州的竞争性采购在确定了所有特定的公用事业需求之后进行招标，加州最近的规划确定了可再生能源成本最低、对电力系统最有价值的区域。

从开发者的角度来看，挑战也是多因素的，但驱动因素是不同的。

Enel North America公司的3SunUSA开发子公司负责人Giovanni Bertolino表示：“公用事业公司关心的是优化能源项目的成本和可靠性，但开发商有很多手段来优化成本和可靠性。”他表示，开发商面临新的尽职调查，以确定最具竞争力的投标，其中应包括资源站点、技术和系统设计。

通用电气公司陆上风电业务的首席商务官Stephen Swift表示：“开发商需要最大限度地利用资源，选择合适的转换设备、风力发电设施、光伏系统或电池储能系统，并确保收入流解决了能源、容量或峰值定价问题。确定最佳的可再生能源投资需要在细节层面上进行思考。”

简而言之，分析人士一致认为，确定成本最低的清洁能源投资可能不再是正确的目标。

图3 2018年第三季度到2023年第一季度北美能源市场平均价格

不断变化的目标

LevelTen公司的Pugatchenko表示，投资清洁能源始于规划，其规划包括项目的具体考虑，

独立政策和政府事务顾问Ted Ko指出，规划清洁能源项目比过去更加复杂，因为项目投入使用时，市场条件和价格可能完全不同。

Ko说，“《削减通胀法案》并不是要使可再生能源项目的开发复杂化，而是要从建设大型项目转向对当地社区和系统有利的项目。”他补充说，这需要认识到《削减通胀法案》税收抵免如何抵消减少的项目产出，以及如何与当地合作伙伴和多个承购方签订合同，在新的法规的支持下简化社区接受程度。

BNEF公司北美研究负责人Tom Rowland说，“新的现实可能是，开发满足短期需求的次优资源是最佳选择。每条途径都有局限性，但这并不意味着会停止进步，即使目标是最优的投资，其最佳清洁能源的定义也会改变。”