英国可再生能源义务转向差价合约制度分析及启示

中国社会科学院生态文明研究所、清华大学能源环境经济研究所 曲洋；中国宏观经济研究院能源研究所 胡珮琪；清华大学能源环境经济研究所 周颖；清华大学能源环境经济研究所 张达；国家电投集团经济技术研究咨询公司 刘大卫

发布时间:2025-04-07

摘要：为促进可再生能源发展，英国自2002年起实施可再生能源义务（RO）政策，要求能源供应商购买可再生能源证书。2014年，英国引入差价合约（CfD）制度，与RO政策并行。2016年，RO政策退出，CfD成为支持可再生能源发展的主要政策工具。近年来我国可再生能源高速发展，在全额保障性收购模式逐渐退出的背景下，有必要为新增可再生能源投资设计有效的制度性收益保障，英国经验值得借鉴。基于此，本文分析了英国从RO转向CfD的主要原因：（1）RO政策仅提供电价之外的额外收入，但未能降低收入波动，而CfD通过固定执行电价降低融资成本，增强投资信心，每年可为消费者节省约22.5亿英镑；（2）RO政策存在超额补贴问题，增加消费者成本，而CfD可通过竞标和动态调整有效优化补贴资源配置。研究表明，CfD制度显著提升了可再生能源的支持政策效能，值得我国借鉴。

关键词：可再生能源义务，差价合约，可再生能源，投资信号

引言

2023年，英国可再生能源累计装机容量超56吉瓦，发电量135太瓦时，可再生能源发电量约占英国全社会用电量的44%^[1]。同年，我国可再生能源累计装机容量1450吉瓦，发电量达2950太瓦时，可再生能源发电量占全社会用电量的32%^[2]。尽管我国在可再生能源装机规模上显著领先于英国，但英国的可再生能源发电量占比仍高于我国约12个百分点。因此，英国在可再生能源发展中的典型做法及其经验教训，对我国推动可再生能源发展具有借鉴意义。

一、可再生能源义务

英国于2002年发布并实施的可再生能源义务（Renewables Obligation，RO）政策，RO政策要求电力供应商通过提供可再生能源义务证书（Renewables Obligation Certificates，ROCs）履行其义务，即在总售电量中达到规定比例的可再生能源电力目标。

RO政策，对推动英国可再生能源发展起到了重要作用。据英国燃气与电力市场办公室（Office of Gas and Electricity Markets，Ofgem）统计，2002年至2014年间，英国可再生能源累计装机容量从3.1吉瓦增至24.9吉瓦，其中91%的容量（22.6吉瓦）受到RO政策支持^[3]。未获得RO政策支持的装机为小型项目（装机容量不超过5兆瓦的水电、风电、光伏发电和生物质能发电），由固定上网电价补贴（feed-in tariffs，FiTs）政策支持。在2022～2023义务年度，Ofgem核定并发放了1.083亿张ROC证书，代表80.3太瓦时的可再生能源发电量，占英国总发电量的31.8%。RO政策对英国可再生能源发展的支持，主要源于以下几个制度设计优点。

（一）合理设置可再生能源比例稳定证书价格

RO政策合理设定每年的可再生能源比例要求至关重要，这一比例的设定直接影响ROC的市场价格，需与可再生能源的实际发展规模相匹配。英国通过逐年提高考核要求，以确保ROC市场价格稳定，避免因考核过于宽松导致价格下跌。

在RO政策实施初期，英国对供电企业的考核要求是基于销售电量中可再生能源所占的比例，并逐年提升。从2009年起，考核方式调整为按每发电100兆瓦时需提供一定数量的ROC。在2009～2010考核年度，英国本土的要求是每发电1兆瓦时需提供0.097个ROC，这一比例到2024～2025考核年度提升至0.491个ROC/兆瓦时。此外，为了体现公平性并适应当地市场特点，北爱尔兰的ROC义务标准相较英国本土设定得更低。例如，2010～2011考核年度，北爱尔兰的要求为0.0427个ROC/兆瓦时，到2024～2025考核年度该比例提升至0.192个ROC/兆瓦时。

为了确保证书的市场价格波动在合理范围内，英国RO政策从两方面采取了措施。一是通过建立刚性需求，避免证书市场价格过低。英国能源安全和净零部在制定比例时，在预期的可再生能源供应量的基础上，增加10%的余量来确定ROC的需求量。这种设计确保了ROC需求量略高于实际发电量，从而避免因发电量接近目标而导致ROC价格暴跌的风险。但当可再生能源发电量超出预期且余量设置不足时，可能出现ROC发放量超过义务要求的情况，导致证书价格暴跌。例如在2015～2016年度，ROC发放量超出义务要求600万张，剩余证书被结转至下一考核年度避免价格崩溃。二是通过设立ROC证书的买断价格，避免证书市场价格过高。当市场上ROC证书供不应求时，买断价格为供电商提供了履约的替代路径。买断价格根据零售价格指数（RPI）每年调整，从RO政策实施初期2002年的30英镑/ROC，逐步上涨至2024～2025年的65英镑/ROC。

但随着单位供电量的ROC数量要求逐年提高，且ROC证书市场价格和买断价格同步上涨，供电商的履约成本显著增加。例如，2009年英格兰供电商1兆瓦时供电需提供0.097个ROC，买断价格为37.19英镑，对应的1兆瓦时的ROC成本仅为3.61英镑；而到2024年，1兆瓦时的供电量需提供0.449个ROC，买断价格升至59.01英镑，对应的1兆瓦时的ROC成本增至27.68英镑。这一变化显著增加了供电商的履约成本，同时也对市场稳定性和投资者信心产生了一定影响^[4]。

（二）根据技术成熟度调整ROC兑换标准

在2002～2009年，英国实施不区分技术类型的ROC发放机制。自2009年起，根据不同技术的成熟度、成本水平及未来发展潜力，英国对ROC发放规则进行了调整。创新潜力较大的技术获得更高支持，而对相对成熟的技术支持力度逐步降低^[5]。自2016年起，ROC兑换标准不再变化，陆上风电1兆瓦时供电量可获得0.9张ROC，地面光伏1兆瓦时供电量获得1.2张ROC，固定式海上风电每1兆瓦时供电量则可获得1.8张ROC。由于北爱尔兰地区政策和可再生能源发展进程与英格兰、苏格兰和威尔士不同，其兑换标准也存在差异，该地区地面光伏（装机容量>250千瓦）每1兆瓦时供电量可获得1.4张ROC。研究表明，不同技术的差异化支持政策有效地促进了可再生能源的发展。反事实情景分析显示，若采用统一的ROC兑换标准，海上风电的装机容量将大幅减少，仅为实际容量的25%^[6]。

（三）RO政策存在的问题

RO的政策设计主要考虑了新增可再生能源项目的投资者面临价格风险和容量风险^[7]。在价格风险方面，电力销售商只需确保拥有足够的ROC来满足他们的义务，当市场上ROC数量过多时，其价值会下降。在容量风险方面，随着可再生能源发电量的增加，当ROC供给超过电力供应商的需求时，ROC可能难以售出。这两类风险增加了投资者的不确定性。

但这种设计导致部分存量项目获得超额补贴，这不仅加大了补贴分配的不公平性，而且进一步提高了消费者的用电成本。具体表现为以下两方面：

1.不同区域间资源条件差异导致的超额补贴

RO政策对同类技术设定统一补贴水平，未考虑项目所在地资源条件的差异。资源丰富地区的项目因发电效率高、成本低，可获得更多的ROC收益，而资源较差地区的项目因效率低、成本高，难以获取足够的补贴支持^[8]。根据英国可再生能源基金会（2012年）的估算，风资源最佳项目1兆瓦装机容量获得的ROC收益是风资源最差项目的3.6倍^[9]。这种资源差异使得存量项目集中于资源丰富地区，而资源较差地区的新增项目则面临投资乏力的困境，导致补贴效率不均衡。

2.RO政策“余量设置”加剧补贴溢出

RO政策每年在设定可再生能源义务水平时，会在可再生能源预计供应量的基础上增加10%的余量，以确保ROC市场需求充足。如果供电企业未能完成RO义务，或者某年ROC供不应求，供电企业将通过买断价格购买ROC，形成的资金池再分配给发电企业。因此，发电企业的实际收入来自于三个方面：电力市场的批发价格、ROC证书的价格以及再分配获得的收入。其中，ROC证书的价格和再分配收入可视为发电企业的额外补贴。余量设置机制可使存量项目中的发电商获得“额外补贴”，由两部分组成（见图1）：一是ROC收益，这部分收益随ROC价格上涨而增加。ROC价格上涨是由于RO政策使用零售价格指数（RPI）调整买断价格，而非更贴近实际通胀水平的消费者价格指数（CPI）。在可再生能源成本不断降低的背景下，零售价格指数RPI长期高于CPI，导致过度补贴问题。据英国可再生能源基金会（2019年）统计，在过去10年中，使用RPI而非CPI引发的年度补贴溢出高达4亿英镑^[10]。二是由买断资金池再分配产生的收益。例如，2018～2019年度可再生能源发电量低于预期，重新分配的资金占ROC总价值的14%。这种情况下的再分配收入对发电企业而言是政策设计带来的额外收入，而非市场竞争自然形成的结果。尽管该机制为发电企业提供了利润补贴，却未能有效提升收入的稳定性。

2021年天然气价格显著上涨，RO政策下的可再生能源发电获得更多的收入。为了平衡高额利润，英国政府引入了发电商税，对低碳发电商的超额利润征收45%的税，此税收政策将适用于大型发电企业（年发电量超过50吉瓦时），并持续至2028年3月^[12]。面对RO政策的缺陷，英国政府已经在考虑将英格兰和威尔士的RO政策从目前的交易方案转变为基于固定价格证书（Fixed PriceCertificate，FPC）的方案^[13]，可以避免ROC价格的持续增加导致发电商的超额收益。该方案仍处于论证阶段，初步设想包括减少或取消10%的余量机制，并在未来的固定价格机制中设定与现行买断价格相等的证书价格，同时取消买断资金的再分配。

二、差价合约

差价合约（Contract for Difference，CfD）机制是一种旨在促进新能源发展的政策工具，其核心是通过政府或其授权机构与清洁能源发电企业签订长期价格合约，提前锁定价格，从而降低电价波动风险。2011年，英国在《2011电力系统改革白皮书》中首次提出CfD机制，自2015年起正式实施，并于2017年全面取代了RO政策。

英国CfD是由清洁能源发电企业与低碳合同公司（Low Carbon Contracts Company，LCCC）签署的一种中长期合约，授予期限通常为15年。LCCC是一家由英国政府设立并拥有的独立机构，该机构作为差价合约的订约方，负责签署和管理差价合约以及支付管理。发电企业通过电力市场出售电力，并根据电力市场价格与执行电价（strike price）之间的差额获得补贴。政府会基于英国日前市场各小时区域电价作为参考市场电价，当市场电价低于执行电价时，政府向发电企业支付差价补贴，发电企业获得的补贴由消费者通过电费支付。反之，当市场电价高于执行电价时，发电企业需向政府退还超出部分。执行电价不仅准确反映了可再生能源的实际生产成本，还为动态调整电价和补贴水平提供了重要依据。这样的设计有效降低了可再生能源补贴总额和消费者支付成本，确保发电企业的实际收益稳定在合同中约定的固定电价水平，从而实现经济性与可再生能源发展目标之间的平衡^[14]。

英国CfD机制在推动可再生能源发展方面发挥了显著作用，降低了可再生能源电价水平和政府在可再生能源项目上的总体支出。其机制设计的成功经验主要体现在以下几个方面。

（一）设置合理行政执行价格激励

2014年，英国开展第一轮差价合约分配（Allocation Round，AR），到2024年已经组织六轮差价合约分配^[15]。在CfD机制中，政府需要提前制定每一轮分配的总体补贴预算计划，并针对不同技术类别设定容量和预算约束。

CfD机制可通过限制项目的容量和预算推动资源配置优化、财政支出控制，并鼓励多样化项目参与，从而实现经济性与可再生能源发展目标的有机结合^[16]。当分配达到最大容量或总预算被耗尽时，即宣告结束，超出限制的项目将被拒绝。对于装机容量达到300兆瓦或以上的项目，还需获得政府的额外认证才能分配差价合约。

最低容量限制则保证了出价最低的项目在满足最低容量要求的情况下被优先接受，前提是其出价不高于或等于拍卖中设定的最高限价。为进一步规范投标行为，英国政府针对大多数可再生能源技术设定了行政执行价格（Administrative Strike Prices），作为拍卖中的价格上限。这一价格上限基于最新的发电成本数据，并结合市场条件、政策目标和技术因素，通过模拟供给曲线精确制定。具体而言，行政执行价格通过识别供给曲线中最具经济效益的边际项目（如成本最低的25%或50%），计算其全生命周期内现金流净现值为零的价格得出。

（二）逐步扩大CfD覆盖范围规模

自2014年CfD机制实施以来，各轮CfD分配均支持了大量可再生能源项目，并逐步扩大了技术覆盖范围和装机规模（见图2a）。在第一轮分配（AR1）中，CfD共覆盖了五种可再生能源技术的27个项目。2017年第二轮分配（AR2）中，CfD共覆盖了涉及三种可再生能源技术的11个项目，海上风电成为该轮分配的主导。2019年第三轮分配（AR3）延续了海上风电的主导地位，包含一个偏远岛屿陆上风电项目。

2022年第四轮分配（AR4）支持了超过10吉瓦的可再生发电容量，几乎是上一轮支持容量的二倍。此轮分配首次涵盖了潮汐能发电和漂浮式海上风电等新兴技术。同时，海上风电的执行价格较2015年首次拍卖下降了近70%，体现了CfD对技术成本降低的促进作用。

2023年第五轮分配（AR5）共有95个项目成功中标，但总容量出现大幅下降，主要原因是海上风电行政执行价格设置过低，为44英镑/兆瓦时，未能反映通胀和市场价格上涨的实际情况，导致没有海上风电项目参与。本轮首次覆盖了地热能，发电总装机容量达到12兆瓦。

2024年9月，第六轮差价合约分配（AR6）共支持9.6吉瓦的容量。其中，部分海上风电项目虽在AR4中已获授差价合约，但由于成本上升，这些项目在AR4的执行价格下无法实现经济的可行性。差价合约机制允许收回最多25%的项目容量，并在后续分配轮次中重新进行招标。

自CfD机制执行以来，由政府向发电商支付的补贴金额经历了明显变化。2016年和2017年期间，政府每月支付补贴金额不足5000万英镑，但随着新增装机上线，2019年至2020年期间电价持续走低，导致补贴金额攀升，至2020年10月，月支付额达峰值2.22亿英镑。2021年后，由于电价上涨，支付额度出现下降，在2021年10月转为负值，意味着发电商需向政府支付差额。在2021年10月至2023年间的14个月中，有10个月差价付款为负。截至2023年8月底，差价付款的累计净值达65亿英镑^[17]。

（三）CfD存在的问题

随着可再生能源的快速增长，当前的CfD机制面临着不断增加的容量风险问题。可再生能源发电量的增加，可能会引发电力供应超过需求，从而导致限电风险^[18]。在电力系统中可再生能源比例不断上升的背景下，电力系统成本逐渐增加，诸如传输成本和输电限制等因素会直接影响电力系统的整体成本。这可能改变电力市场的价格形成机制，从而进一步增加可再生能源和其他低边际成本发电技术的投资风险。随着低碳技术在电力市场中的参与度不断提升，低边际生产成本的可再生能源可能导致电力批发价格在其发电量较高时下跌，投资信号的有效性将会受到影响^[19]。

针对这些挑战，已有研究提出了多种可能的解决方案。为缓解因输电限制导致的物理限电风险，可通过调整支付机制，将支付与实际售电量脱钩。在CfD拍卖中，可以采用“认定CfD”（Deemed-CfD）机制，即根据发电机每小时在特定天气条件、位置和容量基础上，可“认定”发出的最大理论发电量来支付，或者采用“容量CfD”（CapacityCfD）机制，该机制根据安装容量、技术特性及预期容量因子进行调整^[20]。为了应对电力市场价格波动问题，研究还提出了建立“绿色电力池”的方案，汇集不依赖补贴的可再生能源项目，并通过向客户及电力系统的其他部分提供备用和平衡服务，将相应成本分摊给可再生能源发电商，进一步优化资源配置，提高电力系统的灵活性和经济性^[21]。

三、启示和建议

（一）英国可再生能源政策发展经验

英国在实施可再生能源义务（RO）政策初期，通过强制能源供应商购买可再生能源证书促进了可再生能源发展。随着英国可再生能源技术发展和成本下降，为适应新发展环境，优化可再生能源支持体系，英国逐步转向差额合约（CfD）机制。本研究认为，英国可再生能源政策从可再生能源义务转向差价合约可能有以下两个原因：

1.CfD提供了稳定的投资信号，降低了可再生能源项目的投资风险

在RO政策下，发电企业的收益来源于电力销售收入和可再生能源证书（ROC）的销售收益。然而，由于批发电价和ROC价格每年波动较大，发电企业面临较高的不确定性，进而增加了收益风险，削弱了投资决策信心^[22]。CfD通过为发电企业提供长达15年的固定执行电价，锁定了项目收益水平，从而有效规避市场波动风险，增强投资者信心，吸引更多资本进入可再生能源领域^[23]。研究表明，CfD可以有效降低能源项目的融资成本。有研究估计从RO转向CfD使利率降低了3个百分点，到2020年，发电投资节省750亿英镑，持续15年平均每年约节省25亿英镑^[24]。

2.CfD缓解了RO引起的超额补贴，减轻了消费者的用电成本

在过去两年中，由于电力市场收入的驱动，RO政策下的可再生能源发电厂每单位发电量的收益已超过CfD机制下的可再生能源发电厂。2022年，RO政策下的可再生能源项目收入超过200英镑/兆瓦时，与新冠疫情前的2018～2019年平均水平相比，总收入增长约77亿英镑（增长100%），达到155亿英镑^[25]。这一巨大增长相当于疫情前平均水平的两倍多，而能源成本几乎未发生变化。这样的超额补贴显著加重了消费者的用电负担。相比之下，由于电力市场价格超过了执行价格，CfD机制下的可再生能源发电厂已开始向政府支付款项，这使发电企业的收益低于RO政策下的发电商，同时也为减轻消费者负担提供了一定的缓冲。

（二）英国可再生能源政策调整对我国有关政策优化的启示

配额制通过提升可再生能源电力的环境属性价值，使其在电力市场中相比传统电力更具竞争力，成为推动可再生能源发展的有效政策工具。2019年5月，国家发展改革委与国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确各省级区域可再生能源电力在电力消费中的占比目标，并通过实施可再生能源配额制促进其开发与利用。同年，该机制开始模拟运行，并对市场主体进行试点考核；2020年则全面启动监测评价与正式考核工作。在英国逐步取消RO政策的同期，我国引入了消纳保障机制这一类似配额制政策，表面上似乎呈现出反向趋势，然而这种差异实际上源自两国不同的市场发展阶段、政策目标和实际需求。英国的政策转变旨在优化市场效率和财政负担，而我国则更侧重于解决短期内可再生能源消纳的瓶颈，以确保快速增长的可再生能源能够得到有效消纳。

与英国的RO政策相比，我国的制度设计存在显著的差异。这些差异在一定程度上反映了我国可再生能源支持政策近期的改进方向。本研究认为，我国在完善相关机制方面可从以下三个方面借鉴英国的经验，提升对可再生能源大规模高比例发展的支持力度，进一步激发市场活力。

1.建立绿证刚性需求

从英国经验来看，通过设置余量机制可以确保绿证供不应求，从而维持绿证价格的稳定。相比之下，我国缺少对绿证需求的激励政策。截至2024年11月，全国累计核发绿证47.56亿个，但累计交易绿证4.39亿个，核发数量远远多于交易数量，导致了绿证价格较低，未能充分反映可再生能源电力的环境价值。因此，我国可通过政策约束，建立绿证刚性需求，保证可再生能源绿色价值得到充分体现。

2.落实配额承担主体

在责任承担主体方面，英国明确将配额义务分配给售电公司，并通过罚款制度激励履约，未履行义务的主体需缴纳罚款，罚款收入再分配给履约的发电商。我国的政策主要考核消费侧市场主体，包括电网企业、配售电公司、电力用户和自备电厂企业，但实际的配额责任落实由各省级政府负责，且缺乏强制惩罚机制。落实配额承担主体可以有效保证配额责任得到明确落实，通过一定的惩罚措施促进配额履约，从而促进可再生能源的消纳水平。

3.优化认购强制机制

在实施RO政策阶段，英国的可再生能源义务证书（ROC）实行强制认购，保障了ROC的市场活力。我国自2017年7月1日起推出光伏与风电绿证自愿认购，但由于缺乏相应的约束和考核、配额承担主体责任不明确等一系列原因，自愿认购机制相对削弱了市场参与动力，未能充分激发市场活力。在此背景下，我国可适当研究优化绿证认购的强制机制。长期来看，在全额保障性收购模式逐渐退出的背景下，为新增可再生能源投资设计有效的制度性收益保障尤为重要。单纯依赖电力市场和绿证市场形成的价格信号，难以为可再生能源投资提供持续稳定的激励。差价合约（CfD）通过设定固定的执行电价，提升了发电企业收益的稳定性和可预测性，从而显著降低了融资成本，为投资者提供了明确的收益保障，极大地提升了可再生能源投资的吸引力。此外，CfD机制的超额收益被纳入专门的CfD补贴基金，为可再生能源发展提供充足的财政支持，展现出较高的灵活性。以英国经验为参考，这些补贴资金不仅可用于保障电价，还可被合理分配到其他需要政府扶持的可再生能源项目上，例如支持尚未达到市场竞争力的新兴能源技术。与此同时，该基金还可被用于推进能源相关领域的多种项目，包括电网基础设施建设、能源效率提升以及储能技术开发等，以推动能源系统的全面升级和优化。综上，本研究认为CfD可起到稳定收益预期、优化资源配置、促进技术发展的作用，因此值得研究并考虑将CfD纳入我国可再生能源支持政策体系。

参考文献：

[1]UK government.Energy trends[EB/OL].

[2]水电水利规划设计总院.中国可再生能源发展报告2023年度[R].北京：水利水电规划设计总院，2024.

[3]Ofgem.Renewables Obligation Annual Report，2016-17[EB/OL].

[4]Woodman B，Mitchell C.Learning from experience？The development of the Renewables Obligation in England and Wales 2002–2010[J].Energy policy，2011，39（7）：3914-3921.

[5]Bunn D，Yusupov T.The progressive inefficiency of replacing renewable obligation certificates with contracts-for-differences in the UK electricitymarket[J].Energy Policy，2015，82：298-309.

[6]Wang Y，Li J，O'Leary N，et al.Banding：A game changer in the Renewables Obligation scheme in the United Kingdom[J].Energy Economics，2024，130：107331.

[7]Wang Y，Li J，O'Leary N，et al.Excess demand or excess supply？A comparison of renewable energy certificate markets in the United Kingdom and Australia[J].Utilities Policy，2024，86：101705.

[8]Johnston A，Kavali A，Neuhoff K.Take-or-pay cots for renewables deployment[J].Energy Policy，2008，36（7）：2481-2.

[9]Renewable Energy Foundation.Excess Subsidy for High Wind Sites[EB/OL].

[10]Renewable Energy Foundation.RPI Inflation Index Provides Multi-Billion Subsidy Windfall for Renewables[EB/OL].

[11]Ofgem.Renewables Obligation Annual Report 2022-23[EB/OL].

[12]UK government.Electricity Generator Levy on exceptional electricity generation receipts[EB/OL].

[13]UK government.Call for Evidence on introducing Fixed Price Certificates into the UK-wide Renewables Obligation schemes[EB/OL].

[14]张粒子，王进，陈传彬，等.电力现货市场环境下政府授权差价合同结算机制研究[J].电网技术，2021，45（04）：1337-1346.

[15]Contracts for Difference（CfD）Allocation Round 6：draft Allocation Framework. Department for Energy Security and NetZero[EB/OL].

[16]骆子雅，季天瑶，荆朝霞，等.电力差价合约机制设计与应用[J].电网技术，2019，43（08）：2743-2751.

[17]LCCC Actual CfD Generation and avoided GHG emissions[EB/OL].

[18]Newbery D，Pollitt M G，Ritz R A，et al. Market design for a high-renewablesEuropean electricity system[J].Renewable and Sustainable Energy Reviews，2018，91：695-707.

[19]Blyth W，Gross R，Rickman J，et al. Transition risk：Investment signals in a decarbonising electricity system[J].Applied Energy，2023，352：121938.

[20]Newbery D.Designing an incentivecompatible efficient renewa ble electricity support scheme[J].2021.

[21]Grubb M，Drummond P，Maximov S. Separating electricity from gas prices through Green Power Pools：Design options and evolution[J].Institute for New Economic Thinking Working Paper Series，2022，（193）.

[22]Newbery D.Evaluating the case for supporting renewable electricity[J].Energy Policy，2018，120：684-696.

[23]Beiter P，Guillet J，Jansen M，et al.The enduring role of contracts for difference in risk management and market creation for renewables[J].Nature Energy，2024，9（1）：20-26.

[24]Newbery D M.Towards a green energy economy？The EU Energy Union’s transition to a low-carbon zero subsidy electricity system–Lessons from the UK’s Electricity Market Reform[J].Applied Energy，2016，179：1321-1330.

[25]Maximov S，Drummond P，McNally P，et al.Where does the money go？An analysis of revenues in the GB power sector during the energy crisis[J].Institute for New Economic Thinking Working Paper Series，2023，（207）.

作者简介：曲洋，博士，助理研究员，长期从事能源经济领域研究

通讯作者：刘大卫，博士，工程师，长期从事应对和适应气候变化解决方案研究

《中国能源》2024年第11期