我們想讓你知道的是：2022 年傳統化石燃料緊缺，各國重新聚焦能源供應安全，乾淨能源轉型政策的必要性與急迫性則面臨質疑。疫情以來金屬價格飆漲也推升光電、風電的系統成本，是否危及再生能源發電的長線競爭優勢？本篇文章將探討俄烏戰爭、商品價格衝擊後，如何影響全球再生能源發電在「量」、「價」兩個維度的趨勢走向？
前言
總體經濟學的三元悖論（impossible trinity）指的是開放經濟體無法同時實現貨幣政策獨立性、固定匯率、國際資本自由流動等三個政策目標，能源領域也存在類似的三難困境（energy trilemma），在現有技術缺乏突破的前提下，國家難以兼顧能源的安全性（security）、可負擔性（affordability）、永續性（sustainability）。
舉例而言，中東、美加擁有豐沛油氣資源，能夠達到能源獨立自主、以合理價格供應，但乾淨能源仍非主流；丹麥率先發展風電，放棄低廉價格，卻保障能源供應與永續性 ; 德國高度仰賴俄羅斯天然氣、石油進口，供應來源的多樣性較低，不過享有低成本，也進而長期推動綠能轉型。
然而 2022 年俄烏戰爭宛如一巴掌打醒夢中人，不僅刺激全球油氣煤電等商品價格出現劇烈波動，也使得歐洲能源供應安全問題重新浮上檯面，再生能源面臨著「遠水救不了近火」的質疑與困境，甚至連德國、奧地利也選擇重啟燃煤發電廠以應對天然氣短缺，尚未完全取代傳統能源的新能源正處於「青黃不接」的陣痛期。
去年兩篇新能源快報中，我們分別盤點了 三大經濟體 — 歐、美、中的減碳政策，以及主要受惠 電動車、新能源、碳權產業投資重點。在今年的新能源趨勢系列，我們預計探討多項議題，包括但不限於：能源價格飆漲後，如何影響再生能源發展趨勢？俄羅斯天然氣流量大幅減少後再生能源能否補齊歐洲能源供應缺口？新能源、化石能源的資本支出週期是否將出現週期性拐點？
本篇文章主要基於國際能源署（IEA）、國際可再生能源總署（IRENA）的最新數據調查結果，以下 M 平方整理出俄烏戰爭延宕、能源價格攀升後，全球再生能源發電在「量」、「價」兩個維度的趨勢變化：
一、中國、歐洲光電增長主力、風電受政策退場影響
疫情以來，儘管面臨供應鏈瓶頸、工程延誤、原材料價格企高等因素，IEA 預估 2021 / 2022 年全球再生能源發電的新增裝機容量仍將達到 294 / 319 GW（十億瓦）、創下歷史新高，年增保持高個位數（high single digit）6 ~ 8 %，主要受惠：（1）中國與歐洲政策持續支持電廠級規模太陽光電擴建 ;（2）位於中國四川、雲南交界處的白鶴灘水電站機組投產約 16 GW，帶動全球水力發電裝機量近兩年突破 30 GW，相較疫情前的水準翻倍。
拆解主要經濟體與區域，2022 年全球再生能源發電仍以中國（148 GW，佔全球 46%）貢獻最高，其次為歐洲（42 GW，佔 13%）、美國（32 GW，佔 10%）、新興市場（印度、巴西、中東、東協等區域，48 GW，佔 15%）。以下我們聚焦三大經濟體的發展趨勢：
1. 中國：十四五政策支持、長線全球增長主力，風電補貼退場、太陽光電接棒
2022-23 年新增裝機容量預估皆在 140 GW 以上，若維持增速、可提前五年實現 1200 GW 裝載容量的目標（原訂 2030 年），根據 6 月中國國家發改委所發佈的《十四五可再生能源發展規劃》，也明訂要在 2025 年達到再生能源佔整體電力消費比重 33%，顯示長線中國仍是全球再生能源發電的領頭羊。
電廠級規模太陽光電將是部署主力，未來兩年裝機量保持在 80 GW 高位水準（vs 2019 年 30 GW） ; 風電在 2020 年創歷史新高（71.6 GW）後，面臨國家補貼政策陸續退場的衝擊，新增裝機量有所放緩，但是受惠地方補貼持續，中國離岸風電累積裝機容量仍將超越歐洲（歐盟 27 國 + 英國），成為全球第一。
2. 歐盟：太陽光電穩健成長，俄烏戰爭刺激政策加速
歐洲整體維持穩健增長趨勢，新增裝機容量預估從 2020 年（28.5 GW）增長至 2022 ~ 23 年（41.7、45.2 GW），其中太陽光電貢獻約六成，主要受惠西班牙、法國、德國、波蘭等國政策支持，例如再生能源拍賣制度、分散式光電補貼措施（distributed solar PV incentives）。
另一方面，俄烏戰爭刺激歐盟在 5 月中旬宣布的「RePowerEU」計畫，要求歐盟在 2030 年前再生能源使用量佔比提高到 45%（原 40%），德國也立法跟進，規定要在 2030 年達成綠電貢獻 80%（原 65 %），考量到大型能源計畫的建設時程通常超過 18 個月，預估加速上線的貢獻時點會在 2023 年以後。
3. 美國：進口關稅豁免、展延稅收抵免，兩大政策變化或將給予新動能
2020 ~ 21 年，美國新增裝機量達頂（約 36 GW），2022 年動能則預估出現放緩，主因陸域風電的 60% 生產稅收抵免 (Production Tax Credit, PTC) 原訂在 2021 年底到期。不過兩大最新政策變化可能給予長線新動能：（1）拜登政府在 6 月宣布豁免東南亞四國（柬埔寨、馬來西亞、泰國、越南）未來兩年的太陽能電池模組進口關稅，有望減輕美國太陽能廠商今年安裝進度落後的問題，並且引用國防生產法，要求加速美國本土太陽能板生產 ;（2）拜登政府最新通過的通膨降低法案（Inflation Reduction Act），再度展延 PTC 至 2025 年，同時展延 30% 太陽能投資稅收抵免 (Investment Tax Credit, ITC) 至 2032 年，2033 / 2034 年的補貼稅率則會逐漸降低至 26% / 22%。
整體而言，只要三大經濟體（中歐美）有利政策路線不變，太陽能與風力發電仍將保持向上趨勢，2021 ~ 23 年新增裝機容量保持歷史高位、全球突破 300 GW。在下一個段落，我們將分析原物料價格上揚、推升成本後，是否會改變再生發電成本長線走低的競爭優勢？
二、原物料價格如何影響再生能源的發電成本
過去十餘年間，光能、風能的發電成本下降幅度分別超越八成、四成。根據國際可再生能源總署（IRENA）數據，2021 年全球加權平均後的太陽能平準化度電成本（Levelized Cost of Energy, LCOE）下降至 0.048 美元 / 千瓦時，陸域、離岸風電成本則分別是 0.033、0.075 美元 / 千瓦時，低於或接近傳統化石能源發電的成本區間（0.054 ~ 0.167）。
LCOE 長期處於下行週期，得益於技術進步與裝置成本走跌，主要受兩個變數影響：發電項目生命週期內的總成本，以及生命週期內實際產生的能量總和，前者包括採購、物流、安裝、營運、維護、拆卸等費用，後者則取決於裝機容量（capacity）與容量係數（capacity factor，實際發電量除以理論最大發電量）。從下圖我們可以看到，陸域風電的容量係數在 2020 年達到 39.8 %，相較 2010 年（27.2%）、發電效率顯著提升。另一方面，原物料市場──尤其是工業金屬，在 2011 ~ 2020 年期間普遍進入長週期熊市，也使得太陽光電、離岸風電系統的裝置成本每年平均下降約 5 ~ 15%。
2020 年疫情過後原物料價格大幅攀升、雖造成再生能源系統的耗材費用增加，不過相對於傳統化石能源，我們認為再生能源發電依舊保有成本競爭優勢。在 IRENA 統計的 25 國樣本中，有 7 國 及 3 國的陸域風電與太陽光電的總裝置成本於 2021 年已經出現上升，拆解成本細項來看，電廠級規模太陽光電有將近 80% 成本來自模組（module）、變流器（inverter）、支架（racking）、電子元件與安裝成本，主要耗材包括 鋼 、 鋁 、 銅 、多晶矽（polysilicon）; 陸域風電的塔架（tower）、機艙（nacelle）與其他機械設備消耗大量金屬， 運費 則佔比達 6% ，因為部分材料需仰賴特殊船隻運送，也造成再生能源系統的費用短期增加。
展望 2022 全年，IRENA 預估 2022 年太陽能 LCOE 年增率保持在低個位數（low single digit）2 ~ 4%，陸域風電則是中高個位數（mid to high single digit）的 4 ~ 12%，然而，從化石燃料（ 石油 、 天然氣 、煤炭 ）價格上升趨勢來看，其速度更為驚人，尤其是在燃氣發電為主的歐洲，自從 2021 年 Q4 以來，德法義西等主要國家電力價格已經漲至 2016 ~ 2020 年長期平均的 6 至 10 倍，遠超出近五年再生能源發電的最高拍賣價格（< $100 / 兆瓦時）。整體而言，可再生能源發電的經濟效益仍然存在，短線成本通膨不太可能扭轉長期發展趨勢。
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責任編輯／林彥呈
