分析师报告称，随着价格的上涨，“最佳”清洁能源投资的含义正在发生变化
拜登政府气候倡议推动的历史性清洁能源投资正在改变能源经济格局，使得开发商、投资者和分析师重新评估清洁能源的价值。
根据美国能源信息署3月发布的 《2023年先进能源展望》，到2050年，拜登倡议可能使美国风电装机容量增长235%，太阳能装机容量增长1019%，电池储能也将相应增长。分析师报告称，已经加速的增长推高了可再生能源价格，使建设方和采购方争相寻找成本最低的投资项目。
，即使在无补贴的情况下，新的公用事业规模太阳能、太阳能加储能组合、公用事业规模陆上风电以及风电加储能组合，在所有公用事业规模发电选项中显然拥有最低的平准化能源成本（LCOE）。但Wood Mackenzie副主席、能源转型与电力及可再生能源部门负责人Christopher Seiple告诉Utility Dive：“最低成本解决方案不再仅仅是LCOE最低，而是评估可再生能源如何融入电力系统。”他补充说，全面采购需要评估“拟议项目的具体位置和出力曲线、其并网成本，以及系统的输电和可靠性需求”。
全面的项目评估在当下尤为必要且复杂，因为自2022年底以来，受一系列政策和经济因素驱动，可再生能源合同价格飙升，市场观察人士包括 LevelTen Energy 和 Edison Energy 对此表示认同。
“由于项目和宏观经济因素相互叠加，在预测价值时，没有简单的方法来确定最低的[可再生能源]项目价格，”Edison Energy可再生能源咨询部董事总经理Joey Lange表示。“即使在可再生能源最近最具经济可行性的地方，市场拥堵和价格抑制也使项目建设变得更加困难和昂贵，”他补充道。
IRA驱动的需求、并网积压、 利率动荡 和供应链限制正在推动新建可再生能源项目价格飙升，分析师和利益相关者表示。但他们也指出，这些因素的规模和持续时间存在不确定性，使得更精细的项目分析成为必要，并让人们重新认识到，次优的可再生能源项目选择如何在成本效益和区位优势方面带来最优价值。
宏观图景
2023年第一季度，北美平均购电协议（PPA）价格上涨6.6%，其中太阳能项目PPA上涨8.5%，风电项目价格上涨4.9%， LevelTen在4月报告称，如果按“几乎所有市场和所有技术”来衡量，这一价格涨幅实际上可能高达“近11%”。 《2023年第一季度全球可再生能源市场更新报告》.
最终的第二季度数据尚未发布，但LevelTen和Edison Energy均表示，尽管太阳能价格涨幅略有放缓，但2023年第二季度PPA价格持续走高的趋势仍在继续，随着关键价格驱动因素上升，不确定性受多种市场动态影响。尽管2022年的部分细节 《通胀削减法案》 正在逐步明确，但Edison Energy补充称，联邦指导缓慢带来的不确定性仍令开发商和投资者感到沮丧。
《通胀削减法案》将 太阳能投资税收抵免 扩展至独立储能项目，分析师报告称，其30%的项目成本抵扣可能因符合条件项目的附加条款而大幅增加。此外，《通胀削减法案》还将 风电生产税收抵免 扩展至选择该抵免的太阳能项目，类似的附加条款可使抵扣额高达每兆瓦时23美元，他们补充道。
Lazard报告称，新建公用事业规模太阳能的无补贴平准化度电成本低至每兆瓦时24美元，而广泛计算的新建太阳能加储能项目的平准化度电成本可低至每兆瓦时46美元。该机构发现，新建公用事业规模陆上风电的最低无补贴且广泛计算的平准化度电成本为每兆瓦时24美元，而广泛计算的配套风电加储能项目的最低平准化度电成本为每兆瓦时42美元。
煤炭、联合循环天然气发电厂和核电站的平准化度电成本 不具备竞争力， Lazard 的数据显示。分析师一致认为，新建联合循环天然气发电厂每兆瓦时39美元的低平准化度电成本与配套可再生能源加储能的价格具有竞争力，尽管这些项目伴随排放和波动的燃料价格。
但Lazard的最低 煤炭、联合循环天然气发电厂和核电站的平准化度电成本 专门针对一个100兆瓦公用事业规模太阳能项目搭配50兆瓦4小时储能计算得出，$65/兆瓦时， 以及专门针对100兆瓦陆上风电搭配该储能计算得出，$33/兆瓦时，分析师补充说，这些价格在许多地区对天然气的经济竞争力构成了挑战。
前爱迪生能源高级清洁能源顾问及更新撰稿人Lauren Kielley表示，凭借这些广泛的电价优势，清洁能源行业可以学会应对因并网和供应链限制以及IRA税收抵免影响等成长阵痛所带来的价格动态。
但许多分析师一致认为，近期驱动因素方向各异且相互叠加，加上其中大多数驱动因素带来的不确定性，使得目前难以确定最佳的清洁能源投资。
驱动因素与不确定性
最近的LevelTen和爱迪生能源市场报告指出，政策和价格驱动的承购方对可再生能源的需求正在增长，而开发商面临阻碍供应的政策和市场因素。
LevelTen Energy商业分析总监Stefan Pugatchenko表示，IRA要求和供应链障碍正在推高组件、原材料和劳动力成本，而利率上升使项目融资更加昂贵且不确定。
爱迪生能源报告称，由于这些不确定性，由于可再生能源需求增加，此前预计在2025年前投运的2023年第一季度美国项目中，78%将被推迟。
尽管多种因素正在推高可再生能源项目的价格，但诸如 乌克兰战争、通货膨胀和银行不稳定等宏观经济因素使天然气价格异常高企，从而提升了可再生能源的市场竞争力，前爱迪生能源顾问基尔利表示。但她补充说，天然气历史上易于波动的价格特性增加了可再生能源购电协议价格的不确定性。
LevelTen的普加琴科同意，众多驱动因素及其不确定性之间的相互拉扯正是推动2023年购电协议价格快速上涨的原因。
“简单的并网已不复存在，项目距离负荷中心更远，并网研究成本更高，这导致项目成本翻倍甚至增至三倍，”爱迪生能源的兰格表示。他补充说，由此产生的可再生能源需求激增限制了风能和太阳能项目承包商的可用性，这可能会继续推高项目成本。
兰格表示，在过去两到三年中，低价项目投入运营的势头“已朝着错误的方向发展”。
需求与不确定性之间的相互拉扯可能不会很快改变。
LevelTen报告称，超过90%接受调查的开发商预计《通胀削减法案》条款将带来价格影响，但在美国国税局发布指导之前，税收抵免将推高还是压低购电协议价格仍不确定。
LevelTen的Pugatchenko补充说，如果不对现有输电系统进行“大规模变革”，《通胀削减法案》的“全部影响就无法实现”。他表示，IRA的新激励措施可能会推高并网积压和可再生能源渗透率，导致输电拥堵加剧、市场负电价增多，以及PPA定价和合同条款出现新的不确定性。
Pugatchenko、Lange、Seiple和其他分析师表示，高可再生能源渗透率将成为可调度发电新增投资的关键驱动力。但IRA对 储能, 先进核能, 绿氢以及配备 碳捕集 的天然气发电厂的新税收抵免，加剧了投资者对最佳技术投资方向的不确定性，他们一致认为。
Lange表示，如果部分不确定性得到澄清，且IRA的利好能降低项目成本，需求的增加可能会推动可再生能源项目成本下降。但他补充说，在承购方愿意支付更高价格的情况下，开发商是否会降低PPA价格尚不确定。
前能源部助理部长、得克萨斯州公用事业委员Karl Rabago作为顾问也认同，如果公用事业公司继续承诺签订价格更高的可再生能源PPA，以满足利益相关方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。
Rabago补充说，针对储能的新税收抵免将有助于推动电池需求。IRA支持的 国内电池生产 能够满足这一需求并降低成本，“但价格只有在电池供应增加时才会下降，而可再生能源PPA价格将如何影响[储能]需求尚不确定，”他说。
Kielley补充说，购电方对可再生能源与储能配对项目的需求也不一定会增加。如果PPA价格下降，购电方会受益，但如果价格上涨，开发商则会受益，而这些项目的需求“可能取决于双方利益能否达成一致，”她补充道。
最后，LevelTen的Pugatchenko表示，许多政策驱动因素的出现和持续使用可能会“因政治转向或新一届政府上台”而受到干扰。
分析师们一致认为，在这种驱动因素不确定性的推拉作用下，购电方要找到价格最优的可再生能源，可能需要一种更复杂的新型尽职调查。
没有简单的答案
尽管许多人担心PPA价格飙升，但有些人认为这 在很大程度上是由通胀驱动的 ，且只是短期内的担忧。
但彭博新能源财经北美研究主管Tom Rowlands-Rees表示，为应对当前需求，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，IRA“可能会降低所有可再生能源的成本”，但开发商和购电方做出的具体选择将取决于立法、监管和地理位置。
“有些企业需要可再生能源来满足州政府的要求，有些企业已有可再生能源但需要储能，还有一些企业希望使用本地 太阳能 或 海上风电” 资源，”Rowlands-Rees说。现在“合乎逻辑”的选择“是投资可再生能源和储能，并准备稍后选择可靠容量，但监管规定使得拥有和运营基于费率的化石资源成为更好的选择，对 许多公用事业公司而言，”他补充道。
为了满足近期可再生能源项目需求，“一些开发商已从最佳的太阳能或风能选址转向许可和并网更容易的地方，”Edison Energy的Lange表示。
“没有简单的方法来概括所有变量，但不仅仅是选择最便宜的可再生能源发电或最低成本的购电协议，因为还有其他动态因素，”前Edison Energy顾问Kielley表示同意。她指出，某些资源的发电特性，结合某些市场的规则，“提供了获取峰值电价等替代收入流的机会。”
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，进而引导 竞争性开发商投标，Wood Mackenzie的Seiple表示。 Xcel Colorado的竞争性采购 在识别所有“具体公用事业需求”后邀请投标，而 加利福尼亚近期的规划 确定了“可再生能源成本最低且对系统最具价值的区域，”他补充道。
从开发商的角度来看，挑战同样是多因素的，但因素有所不同。
“公用事业的关注点在于优化项目的每兆瓦成本和可靠性，但开发商有许多手段来优化成本和可靠性，”Enel北美3Sun美国开发子公司负责人Giovanni Bertolino表示。开发商面临“新的尽职调查”，需要“通过一个方程式来确定最具竞争力的投标”，该方程式应包含“资源选址、技术和系统设计”，他说。
“最大化利用资源，选择合适的转换设备——风电、太阳能或电池——并确保收入流能够解决能源、容量或峰值定价问题，”通用电气Vernova陆上风电首席商务官Stephen Swift赞同道。
“存在平均值，但实时答案更为复杂，因为它取决于一天中的具体时段、一年中的具体日期以及输电节点的具体位置，”他补充道。“识别最佳可再生能源投资需要在这个细节层面进行思考，”Swift表示。
简而言之，分析师们一致认为，识别最低成本的清洁能源投资可能不再完全是正确的目标。
目标的变化
投资清洁能源始于规划，而规划包含针对具体项目的考量，LevelTen的Pugatchenko表示同意。
规划清洁能源项目比过去更加复杂，因为市场状况和价格“在项目投入运营时可能已完全不同，”独立政策与政府事务顾问Ted Ko回忆道。
柯表示，“IRA立法并非旨在使开发复杂化，而是为了超越建设大型项目，转向能为当地社区和系统带来效益的项目。”他补充说，这需要“认识到IRA税收抵免如何抵消项目产出减少的影响，以及如何利用IRA新福利带来的与当地合作伙伴及多个承购方的新型合同，来简化社区接受度。”
彭博新能源财经的罗兰兹-里斯补充说，新的现实可能是“为满足近期需求而选择次优资源才是最优选择”。“每条前进的道路都有局限性，但这并不意味着进展会停止，即使目标是实现最优投资，最优的定义也可能发生变化。”