聚享游聚享游年新增的可再生能源发电装机容量将跃升三分之一。然而，随着可再生能源的快速扩张，该领域面临政策制定难、电网挑战大等一系列问题。

　　2023年，全球可再生能源的新增发电容量预计飙升至440吉瓦，同比增加107吉瓦，增幅再创历史新高。预计2024年全球可再生能源发电装机容量将达到4500吉瓦，相当于中国和美国两国的总装机容量。

　　国际能源署署长法提赫·比罗尔表示：“能源危机表明，可再生能源对于能源供应至关重要，其更加清洁、安全和经济。但仍有一些关键问题尚未解决，一是制定政策过程中需要适应不断变化的市场状况，二是电网需要进一步升级扩大，以确保能充分发挥太阳能和风电的巨大潜力。”

　　当前，虽然光伏和风电成本超过新冠肺炎疫情之前的水平，但仍然是最便宜的发电选择。

　　2024年，在除中国以外的大多数市场，规模以上的陆上风电和光伏的发电成本仍高于疫前水平。2023年，大宗商品和运费的价格已经从去年的峰值下降，但与2020年相比仍处于高位。2023年第一季度的平均价格与2020年1月相比，多晶硅高出200%以上；美国和欧洲的钢材高出100%；铝、铜高出20-40%。在多数情况下，由于设备制造商的供应合同缓冲，商品价格的变化还没有被直接反映出来。然而，许多供应商可能试图通过在未来几年提高价格来收回其增加的成本，从而导致投资成本增加。

　　同时，全球经济的宏观经济风险——通货膨胀率上升、利率上升和能源危机——导致资本成本上升，包括可再生能源项目。较高的资本成本可能会抵消未来两年因商品价格下降和进一步的技术革新而导致的大部分成本下降。因此，预计2024年全球陆上风电和光伏的平均能源平准化成本仍将比2020年的水平高出10-15%。

　　尽管发电成本仍然超过疫前水平，在大多数国家，光伏和陆上风电仍然是最便宜的发电选择。此外，欧盟、美国、日本、澳大利亚和印度2023年底至2024年的电力合同都表明，批发电价比2020年的平均水平高出2至3倍，这增加了风电和光伏的经济吸引力。持续的创新也有望进一步降低成本，甚至提高与现有化石燃料发电厂的竞争力。

　　2022年，可再生能源拍卖的认购率不足16%。虽然可再生能源发电竞争性拍卖机制导致发电容量突破100吉瓦，但仍有20吉瓦（其中欧洲占三分之二）的可再生能源拍卖量未被分配，这主要是由于政策的不确定性和价格的波动所致。拍卖机制的政策设计需要考虑到通货膨胀、利率上升和商品价格的动荡。

　　在企业购电协议的推动下，受市场驱动的采购预计在2023年和2024年贡献约五分之一“风光”产能增长。美国引领企业购电协议持续扩张，其次是巴西、澳大利亚、西班牙和瑞典。这些协议的签订源于可再生能源的经济吸引力，以对冲电力价格上涨和波动，并实现可持续发展目标。

　　可再生能源价值链的财务状况对该行业的可持续增长至关重要。尽管面临商品价格波动、利率上升、供应链限制和贸易措施的挑战，可再生能源行业总体在财务状况上表现出一定弹性。然而，不同领域和国家之间存在着巨大的差异。光伏制造行业前景普遍被看好，产能不断增加，但潜在的供应过剩和价格下降可能会降低公司的利润率。西方的风能制造商面临着商品价格高涨的挑战，同时可再生能源许可和拍卖设计未能反映出融资环境的变化。虽然能源危机对一些特定的电力公司盈利能力有所影响，但这些公司总体上仍是可再生能源的大型投资者。

　　全球光伏行业供应链趋向多样化，但光伏制造正急速进入供应过剩状态。虽然短期内中国将继续主导全球光伏的制造能力，但自去年12月以来，美国和印度宣布的光伏制造项目增加了一倍，这表明中期供应链正朝着多样化转变。全球光伏的制造能力预计在2024年达到近1000吉瓦，足以满足国际能源署2050年净零需求近650吉瓦的目标。

　　分市场看，中国仍处于光伏制造业的主导地位。2022年，全球光伏制造能力增加超过70%，达到450吉瓦，其中中国占整个供应链中新增设施的95%以上。预计2023年和2024年，全球光伏制造能力将翻倍，中国再次占新增的90%以上。通过中国制造商的投资，东盟地区的硅片、电池和组件制造将大幅扩张。在新的工业政策的推动下，印度和美国也将首次出现较大的光伏制造工厂部署。而欧盟地区制造光伏设备的竞争力不如印度或美国，高昂的工业电价使得生产成本更高，具体的激励措施还没有出台。自2022年8月以来，欧盟的新增光伏制造能力仅占已宣布产能的14%。

　　分领域看，综合光伏制造厂、组件装配厂和薄膜制造厂占新增设施的近85%，而新电池（不到1%）、硅锭和硅片（9%）以及多晶硅（6%）的专项制造能力滞后。综合制造厂生产三个或更多的光伏组件，但其中近八成不包括多晶硅生产。此外，虽然新的组件装配厂将有近30吉瓦的产能，但这一数量并没有与宣布的其他组件的产能相匹配，特别是电池和多晶硅。因此，这些新工厂仍需要从中国进口电池和其他组件。

　　风能和光伏的快速扩张需要配套支持电网基建和灵活性投资的政策和市场规则。在很多电力市场中，尤其是电网基础设施和系统规划落后于可再生能源部署规划的地方，风能和光伏的出力正在减少。多数大型可再生能源市场的削减发电量占比相对较低，为1.5%—4%。到2024年，包括西班牙、德国和爱尔兰在内的多个欧洲国家的风能和光伏发电占比将超过40%，这就需要有效的电网管理来抑制不断上升的弃电率。

　　在电网基础设施方面，电网基础设施投资不足是全球面临的一个挑战，不仅是对风能和光伏发电装机容量更快增长的挑战，也是对现有发电厂发电潜力的挑战。中国对电网基础设施的大规模投资（自2010年以来平均每年投资750亿美元）大大减少了可再生能源弃电，从2012年的16%下降到2022年的不到3%，加大了风能和光伏丰富的北部、西北部省份与南部、东部地区的负荷中心之间的互联互通。德国的风电大部分位于北部，但主要工业和负荷中心位于南部，可再生能源发电和用电的地理位置不匹配导致弃电。虽然加强德国南北走廊的主要电网投资政策仍未出台，但德国已经实施了小规模的电网扩建。自2015年以来，这些措施帮助德国减少了2%以上的陆上风电弃电率。但同期海上风电弃电率从不到1%增加到8%。

　　在政策和电力系统规划层面，为了管理整合不断增加的可变可再生能源，不仅要对电力系统进行物理改造，还要对电力系统进行调整规划。中国在减少弃电方面的成功既来自电网容量的扩大，也来自对固定电价（FiT）的调整——对电力系统整合困难的省份提供更高奖励。由于电网投资的交付时间较长，利于储能系统的相关政策也有助于减少可再生能源弃电。智利在2022年出台关于储能和电动交通工具的法案，旨在鼓励电动汽车向配电网输入能量和安装电池来解决可再生能源弃电的问题。爱尔兰在可再生能源电力支持计划（RESS）中为储能基础设施分配了预算资金，并通过拍卖机制为项目提供长期收入并降低融资成本。

　　在电力市场的设计和运行层面，整合风电和光伏等可再生能源需要改变传统的电力市场，包括其设计和技术规定。为促进可再生能源参与电力市场，部分国家正在更新和升级电力市场设计，例如缩短不平衡结算期、减少市场关闭时间、增加市场的地理颗粒度。此外，可再生能源发电机可被纳入日内市场（或平衡市场）。提高系统灵活性的操作措施包括加强预测方法等。

　　爱尔兰已经增强了对系统中风电光伏占比的限制，并减少了对最低负备用的需求，与此同时对风电场提供了财务激励以使这些风电场在电力高发时段自愿降低出力。智利在考虑进一步降低火电厂的最低运行要求，以提高系统的灵活性。让可再生能源在平衡市场上竞争将为可再生能源发电提供额外的收入，而面临不平衡惩罚将激励生产者平滑电力输出并改善预测。美国加州已经引入能源不平衡市场（EIM）以平衡供需，遏制快速增长的弃风弃光。在可再生能源供应充足、需求低的时候，发电方也可以竞价而免于被调减发电，这可能导致零电价或负电价。例如，澳大利亚的经济性弃电自2017年以来有所增加，也是2021年大部分弃电的原因。（董芮）