中信建投 | 欧洲电力暴利税始末：全面转型新能源的坚定一步

每周观察：欧洲电力暴利税始末——全面转型新能源的坚定一步

核心要点：

1. 征收暴利税的原因：为应对能源危机对于用户的冲击，欧盟委员会决定对可再生能源、核电等征收“暴利税”，再通过转移支付补贴终端用能成本。“暴利税”现由欧洲各国形成各自的实施方案。目前德国的方案包括为新能源、核电等设置130欧元/MWh的暴利税起征点，税率达90%。德国的暴利税政策下，新能源仍有较高利润水平。

2.“暴利税”始末——对于化石能源严惩：新能源130欧元/MWh，褐煤机组82欧元/MWh，燃油机组280欧元/MWh。褐煤、燃油机组起征点按边际成本上浮一定比例设置，允许利润较低，体现了对化石能源的严格限制。新能源虽同样设置了起征点，但其边际成本几乎为零，允许的利润水平较高，体现了政策的倾斜和鼓励。

3.新能源电站定价机制：上网电量分为现货和长协，而现货通常只占一小部分，大部分则通过PPA等长协予以锁价、锁量，PPA电价通常根据10-15年现货市场预测均价下浮一定比例制定。因此现货电价短期的大幅波动对新能源的长期收益影响很小。

4.“暴利税”下，欧洲新能源投资收益率仍非常可观：虽然德国130欧元/MWh以上的超额利润被限制，但PPA等长协价才是决定新能源收益的决定性因素，现货结算价对收益率影响很小。我们测算在PPA电价80欧元/MWh，现货结算价限制在130欧元/MWh时，德国光伏资本金内部收益率高达10%以上。

5.继续看好需求：对于户用光储系统而言，补贴后的终端电价预计仍在40欧分/kWh以上，一套光储系统投资回收期约5-6年，具备很好的经济性。预计2023年市场空间翻倍以上。

1.1 “暴利税”+转移支付，能源危机下欧洲的选择

俄乌战争导致欧洲严重的能源危机，能源价格持续上涨。暴利税（windfall tax）是对特定公司或行业突然获得超高的所得利润征收的较高税率。目的是重新分配一个领域的超额利润，为更大的社会公益筹集资金。石油和天然气公司是暴利税的常见的征收对象。

欧洲暴利税政策：

2022年3月8日，欧盟委员会在REPowerEU通讯中建议欧盟成员国对能源供应商征收暴利税，其并不包括批发电价和长期价格。通过暴利税的方式将收入重新分配给电力消费者，一定程度上防止超高的天然气价格增加终端客户的成本，弱化飙升的能源价格对居民带来的巨大经济压力。同时保留批发电价，保证在欧洲电力市场中能够实现有效的调度和市场耦合。

2022年5月，欧洲议会通过的一项决议中表示，根据国际能源署（IEA）的统计数据，预计征收暴利税到2022年可带来共计2000亿欧元的收益，结合3月份提出关于暴利税征收的指导意见，议会提出原则上要求征收暴利税。

2022年9月30日，欧盟理事会批准，在整个欧盟范围内对化石燃料公司征收暴利税，以资助面临高能源价格的家庭和企业。此次欧洲理事会批准的措施主要有三个维度：减少电力需求、限制电价、征收暴利税。

减少电力需求：欧盟成员国同意自愿减少10%的总用电量，并强制削减高峰时段5%的用电量。

限制电价：欧盟理事会同意将欧盟内发电企业的市场收入限制在180欧元/MWh。适用于可再生能源、核能和褐煤等发电的企业。由于煤炭、天然气作为定价边际资源的作用抬高了最终电价，因此以上企业获得了巨额的超额收益。

征收暴利税：欧盟成员国同意对原油、天然气、煤炭等发电企业的利润设定强制性义务捐助。可根据税法确定的应税利润计算，若该企业2022和2023年的利润超过2018年以来年平均利润的20%，超出部分将作为义务捐助由当地政府征收。成员国将使用义务捐助的收益为家庭和公司提供财政支持，以减轻高零售电价的影响。

各国暴利税政策进展：

欧盟国家已同意支持对能源公司征收暴利税，但由各成员国自行决定如何实施征税。

2021年，西班牙和罗马尼亚等成员国已实施了一些征收暴利税的临时措施，削减因暴涨的能源天然气价格而获益的能源公司的超额收入。

截至2022年9月，已有15个欧洲国家地区宣布、提议或实施暴利税征收政策。希腊、匈牙利、意大利、罗马尼亚、西班牙和英国已实施暴利税。捷克、波兰、西班牙公布了征收暴利税的提案。比利时、芬兰、德国、爱尔兰、荷兰、斯洛伐克和法国已正式宣布或表明有意实施暴利税。

2022年11月18日，奥地利政府宣布计划对能源公司征收暴利税，对石油和天然气公司的税率最高可达 40%。对于石油和天然气公司，最高40%的征税将适用于比前四年平均水平高出20%的利润，如果公司投资可再生能源，则可将税率降至33%。

2022年11月24日，彭博社宣称德国政府拟定政策草案，对光伏、海上风电、核电等部分清洁能源公司，征收130欧元/MWh以上电价90%的暴利税。对使用不同的燃料的化石能源企业有不同的起征点，对褐煤机组电价起征点为82欧元/MWh；对燃油机组起征点为280欧元/MWh。硬煤、燃气机组不征收。时间上，该政策延续期为2022年9月到2023年6月，必要时可延长至2024年底，生效前的日期将追溯征收。该草案需要在12月16日由上议院通过，将于2023年1月1日生效。该草案中设定的价格阈值130欧元/MWh低于欧盟建议的180欧元/MWh。

随后，11月25日，据路透社报道，德国经济部表示，德国政府计划从 2022年12月1日起对电力公司的暴利征税，取消此前从2022年9月起追溯征税的计划。缩短征税期限将意味着收入减少10亿欧元。

与此同时，德国于11月22日制定了540亿欧元的一揽子计划，将于23年设定企业和家庭的天然气和电力价格上限，用于补贴终端天然气、电力消费，并为电力预留更多资金。暴利税征收政策预计将为该补贴计划筹集“数百亿欧元”资金。

各国提议或实施的暴利税征收政策存在显著差异，在具体暴利税率和结构存在不同。一方面，在一些已实施征收暴利税的国家例如罗马尼亚和西班牙，税基设计不仅针对能源涨价产生的暴利征税，而是对任意确定价格的电力或总销售额征税，类似于消费税。意大利出台的暴利税则会收到与能源价格无关因素的影响。另一方面，部分国家地区征收暴利税的税基为当前利润与基线的利润差额，而该部分增量利润并非一定是能源涨价带来的超额收益，暴利税可能会对正常利润进行了双重征税。因此，暴利税的设计尚存在诸多不足之处，在各方争议中推行实施。

1.2征收方式：不改变电力市场价格，但在结算时予以限制

征收方式：不改变电力市场交易结果，但在结算时设置上限

“暴利税”（windfall tax）征收时不是直接给电价设置上限，而是电力市场正常交易，但在结算时，以设定的价格帽（price cap）进行结算。若电力市场交易价格高于价格帽，则发电方只能收到价格帽对应的电量电价，但购电方仍按成交价格进行支付，购售方之间的差价则被政府征收，用于形成补贴资金池（补贴资金还有其他的来源，如化石能源企业的暴利税等）

电力现货市场是日前及更短时间内的电力产品交易的市场，所有的中长期电能双边交易，都需要到现货市场上进行交割执行，在保障安全的前提下形成次日的发电计划安排。多数国家定义为日前+实时市场，欧洲国家（如北欧、英国）扩展至周内市场。现货市场的意义：一手交钱一手交货，能够形成时间和位置的价格信号。

电力现货市场价格决定机制为边际出清原理，所有机组报价完毕后，在满足电网安全要求的情况下，按照报价由低到高的顺序依次成交，直至累计的发电出力起好等于全部符合需求，满足负荷的最后成交机组的报价即为边际价格，所有中标机组都按边际价格结算。

在边际机组决定现货电价的机制下，高发电成本机组如气电、煤电、燃油机组等承担边际机组的角色，因而决定了电价水平。非边际机组，如风电、光伏、水电、核电等电源形式，发一度点边际成本较低（甚至接近0），但以边际机组所决定的高上网电价在现货市场受电，因而享受了超额利润。

“暴利税”的征收机制为，如果电力市场形成的电价高于设定的某一价格帽（remuneration cap），则对于可再生能源机组、核电机组和褐煤（lignite）机组，其间的差值将被征收，用于补贴终端能源消费。假设某时刻电力市场形成的现货电价为300欧元/MWh，假设此时某气电机组、核电机组、褐煤机组、新能源机组的发电边际成本依次为250欧元/MWh、80欧元/MWh、50欧元/MWh、10欧元/MWh。则根据欧盟委员会建议非边际机组价格上限为180欧元/MWh ，此时除气电机组按300欧元/MWh上网电价结算外，核电、褐煤、新能源机组的结算电价均为180欧元/MWh。而各机组的利润（毛利）则分别为50欧元/MWh（气电）、100欧元/MWh（核电）、130欧元/MWh（褐煤）、170欧元/MWh（新能源）。

德国新政策：起征点下调，并根据燃料类型不同设置不同的起征点

根据彭博社报道的德国方案，德国经济部对光伏、海上风电、核电等部分清洁能源公司，征收130欧元/MWh以上电价90%的暴利税。对使用不同的燃料的化石能源企业有不同的起征点，对褐煤机组电价起征点为82欧元/MWh；对燃油机组起征点为280欧元/MWh。硬煤、燃气机组不征收。时间上，该政策延续期为2022年9月到2023年6月，必要时可延长至2024年底，生效前的日期将追溯征收。该草案需要在12月16日由上议院通过，将于2023年1月1日生效。该草案中设定的价格阈值130欧元/MWh低于欧盟建议的180欧元/MWh。

根据德国提案，给新能源设置的起征点由欧盟提议的180欧元/MWh，降低到130欧元/MWh，体现出比欧盟提议更严格的暴利税征收力度。此外，针对不同化石能源悬殊的价格，德国方案也作了差别对待，对边际成本较低的褐煤制定了较低的起征点（82欧元/MWh），以体现对煤电的不支持、不鼓励态度。燃油发电由于成本较高，虽然不能像气电那样无需征收暴利税，但设置了较高的起征点（280欧元/MWh），以鼓励燃油机组的发电意愿。

1.3“暴利税”的影响：新能源转移支付补贴终端电价，但对经济性影响程度有限

对新能源电站：收益主要来自PPA等长协，现货结算价受限制对收益影响有限，且影响仅在政策持续期内

尽管电力现货价格是最重要的价格发现者，但德国电力中由现货市场交易的仅占一小部分，大部分通过场外协商（PPA等各种长协）完成交易。对新能源而言，由于其固有的不稳定、难预测特性，为降低风险，新能源电厂通常会选择签订PPA协议等长协机制锁定未来的电量、电价，锁定的电量通常会占到预期发电量的80%左右。PPA协议的有效期通常长达10-15年，锁定的电价通常比协议有效期内预期平均现货价低，以维持新能源的竞争力。因此，PPA等长协是决定新能源收益的最主要因素。

考虑电价长期回归均值附近，因此PPA新签电价虽然会受到近期高电价影响，但通常远低于现货电价。2022年8月底德国、意大利、法国、英国现货电价曾一度突破600欧元/MWh。而同期PPA新签电价也达到高峰，但未超过180欧元/MWh，相比之下，目前欧洲PPA新签电价在80欧元/MWh附近。因此可以推论，新能源收益受现货电价影响有但不大，现货电价的极端上涨并不会等比例反映在PPA新签电价上。

新能源投资商在做出投资决策时，会对未来电价和收益进行合理假设，不会将临时性的超高电价作为测算未来投资收益的依据。下面对新政策下的光伏项目收益率进行测算，假设：

（1）长协电价：80欧元/MWh（根据最新的PPA新签电价水平）；

（2）现货电价：300欧元/MWh；

（3）结算电价：作为变量，考虑在长协电价和现货电价之间浮动；

（4）长协占比：80%；

（5）光伏单位投资：0.72欧元/W；

（6）利用小时：950（2018年利用小时为976小时）；

（7）贷款比例：70%；

（8）贷款利率：3.5%

目前公布的政策延续期最多延长到2024年底，属于临时性政策，与一个新能源项目25年左右的全寿命周期或者一个PPA协议10-15年的有效期相比，影响甚微。但对中长期现货电价的假设也不可过于高估，仍应围绕PPA新签电价上浮一定比例来考虑，在10-15年尺度上现货电价很难维持在0.3欧元/kWh（即300欧元/MWh）之上。结论为，在80欧元/MWh长协电量占80%，另外20%电量限制在130欧元/MWh的情况下，德国光伏资本金IRR在10%以上。

对户用分布式光储：收益与居民终端电价正相关，预计终端电价仍在40欧分/kWh以上，对应户用光储系统回收周期约5-6年；终端电价25欧分/kWh以上均具备经济性

根据德国能源与水工业协会（BDEW）的数据，2021年德国家庭和小型企业的平均电价约为每千瓦时32.16欧分/kWh，其中税收、征税、附加费占比超50%。市场电价占比25%，电网费用占24%，可再生能源附加费占20%，销售税（VAT）占16%，电力消耗税占6%，特许权税占5%。