可再生能源政策转型尚处于起步阶段的我国，应科学构建竞争性电力市场体系，为实施基于市场机制的可再生能源支持政策创造条件。可再生能源的立项和资金支持，也应引入竞争机制。要进一步加强总量约束和结构优化，以提高补贴资金的使用效率，降低消费者负担。
自2006年以来，我国一直以高上网电价与可再生能源发展基金相协同的方式支持非水可再生能源的发展。该政策曾对中国非水可再生能源的发展起到了巨大的推动作用，使之装机规模和发电量均居世界各国之首，且远超美、德等发达国家。然而，在变化了的条件下，现行政策已不再具有可持续性。
一是无法与市场化的电力体制及其改革的进程相适应。在中国，电力市场化改革的大势已不可逆转，且目前绝大多数地区的电力市场化交易如火如荼，现行的可再生能源高电价保障政策，与基于市场交易的竞争性电量安排明显冲突。
二是“高上网电价”、“补贴资金中央政府承担”与“项目审批权下放地方”三项政策作用叠加，导致对集中式可再生能源发电投资的过度激励。东北、西北等地可再生能源发电项目建设过多，弃风、弃光严重，造成了巨大的浪费资源。
三是可再生能源发展基金“入不敷出”，“欠补”金额巨大。一方面是集中式可再生能源发电的高速增长，另一方面是中国经济增长速度放缓及由此导致的工商用户对电价上涨承受力下降，使可再生能源发展基金的增收远远落后于支出需求的增长，对可再生能源生产者“欠补”问题日趋严重。
英国自2002年起实施“可再生能源配额+绿证交易”为主的支持政策，德国从2000年开始实施“固定电价支持+电量保证购买”的支持政策。但近年来，为降低消费者负担，提高可再生能源发展的质量和补贴资金的使用效率，两国的可再生能源支持政策均在向基于市场竞争的方向转变。这对我国处于起步阶段的可再生能源支持政策转型，具有重要借鉴意义。
01英、德的可再生能源支持政策
英、德可再生能源发展概况
英、德自大规模可再生能源支持政策实施以来，可再生能源快速发展。2002~2015年，英国可再生能源装机容量从约300万千瓦增加到3046万千瓦，发电量占总发电量比例从2%左右增加到24.6%(参见图1)，2015年可再生能源总发电量为835.5亿千瓦时(具体各类可再生能源占比参见图2)。2000-2015年，德国可再生能源装机容量从1820万千瓦增加到9710万千瓦，发电量占总发电量比例从6.2%增加到31.6%(参见图3)，2015年可再生能源发电总量为1873.4亿千瓦时(具体各类可再生能源占比参见图4)。两国海上风电全部接入输电网，而陆上风电及其他可再生能源发电大多接入配电网。
英、德可再生能源发展目标
英国政府提出，到2050年，温室气体排放量将在1990年的基础上减少80%。到2020年，可再生能源消费将达到电力消费总量的30%、能源消费总量的15%。
2011年，德国政府在福岛核事故后，作出了永久放弃核电的决定，并将能源转型作为能源政策的主导方针。2020年以前，德国的温室气体排放将比1990年减少40%，2022年前关闭所有的核电站，2050年提供安全的、可负担起的、环保的能源。德国可再生能源法案还确定了可再生能源发展目标：到2020年、2030年、2040年、2050年，可再生能源发电占比将分别达到35%、50%、65%、80%。
英、德促进可再生能源发展的主要措施
英国自2002年起实施“可再生能源配额+绿证交易”为主的支持政策，德国从2000年开始实施“固定电价支持+电量保证购买”的支持政策，均有效地支持了处于初期的可再生能源产业的发展。近年来，随着可再生能源发电技术进步的加速，为提高补贴效率、降低消费者负担，并响应欧盟统一指令的要求(可再生能源平等参与竞争性批发市场、采用竞争性招标方式确定补贴)，英、德两国均逐步转向基于市场竞争的支持政策。
英国促进可再生能源发展的主要措施。英国从2002年开始引入可再生能源配额(RO)，用于支持大型可再生能源项目，是英国目前为止促进可再生能源电力发展的主要政策。2011年7月，英国政府宣布从2017年3月31日开始，可再生能源配额对所有新建发电项目关闭，转而采用低碳能源差价合约(CFD)。对小型可再生能源项目(5兆瓦以下)，从2010年起实行固定电价支持，目前尚未作出转向差价合约的计划。其政策演变过程如下：
第一阶段(2002~2017年)：可再生能源配额(RO)。商务能源和产业战略部为政策制定机构，电力市场和天然气办公室(监管机构)为执行机构。规定供电商(即零售商)必须采购一定比例的可再生能源发电，该比例根据可再生能源发展规划每年设定一次。具体流程为：每年10月份，商务能源和产业战略部发布下一财政年的可再生能源比例要求;符合条件的可再生能源发电商每月向监管机构报告可再生能源发电量，获得相应数量的绿证(ROC);之后，发电商向供电商或交易商出售绿证，获得批发市场电价之外的溢价收入;供电商向监管机构出示拥有的绿证，以证明履行了配额义务，如未完成配额，将会接受经济惩罚，标准由商务能源和产业战略部提前制定;监管机构将收取的罚金按比例返还给拥有绿证的供电商。
第二阶段(2017年起全面实施)：低碳能源差价合约(CFD)。在上述配额制度下，可再生能源发电商的收入，来自电力市场售电收入和绿证市场绿证收入。然而，因可再生能源补贴下降速度跟不上成本下降速度，导致可再生能源规模不可控、补贴金额超出预算。为以更具效率和可控的方式促进低碳能源，降低消费者和投资者风险，英国转而实行低碳能源差价合约。差价合约由竞争性招标产生，“差价”指项目中标价格(项目执行价)和批发市场参考价格之间的差额，当项目执行价高于批发市场参考价格时，发电商可获得差价补偿，反之，超出部分须退回政府。
德国促进可再生能源发展的主要措施。德国在2000年出台支持可再生能源的法案，对各类可再生能源发电均予固定电价和购买保证支持，主要基于各类可再生能源发电均处于发展初期，尚不能辨别何为较有前途的技术路线，固定电价和购买保证有利于各类技术之间的竞争。随着风电和光伏发电的技术日渐成熟，成本快速下降，德国已将其确定为支持发展主要技术路线。在此基础上，为促进可再生能源行业的创新发展，也为提高公共资金的使用效率，降低电力终端用户的经济负担，德国从2014年开始试点要求新建地面光伏项目进入电力市场销售，市场价格之外的溢价补贴通过竞争性招标确定，2017年开始推广到小型项目(750千瓦)以外的全部新建可再生能源。德国促进可再生能源发展政策的演变过程如下：
第一阶段(2000~2017年)：“固定上网电价+“购买保证”。“固定上网电价”指政府根据每一类可再生能源的发电成本分别制定上网电价，并在20年内保持不变。“购买保证”指法律规定可再生能源优先上网，发电量由区域内的输电系统运营商(TSO)按上述固定电价收购，如因接入系统延误或系统阻塞不能全额上网，损失电量也可获得经济补偿，从而使投资者能更好预测收入。因德国可再生能源大部分接入配网，弃风、弃光较少发生。德国输电系统运行商没有零售业务，因此采购的可再生能源电量在电力交易所出售，收、支不足部分由全国电力消费者通过可再生能源附加共同承担。
第一阶段的支持政策还有如下特点：一是根据年度预设下调系数和发电成本变化下调新建项目固定电价;二是容量越小、固定电价越高，以鼓励小型项目的建设;三是对陆上风电等部分发电技术设定规划目标，当超出规模时及时下调固定电价，如2014、2015年陆上风电实际开发超过规划，导致发电量不能被电网全额消纳，2016年下调了陆上风电固定电价。
第二阶段(2014年试点、2017年全面开始)：以竞争为基础的支持方式，即“市场化电量+固定溢价补贴”。所谓市场化电量，指取消“购买保证”，强制新建可再生能源进入电力市场销售电量。因可再生能源发电边际成本几乎为零，在现货市场一般报价最低，从而实现优先成交、优先上网。所谓“固定溢价补贴”，指取消“固定上网电价”，通过竞争性招标决定市场价格之外的“固定溢价补贴”。政府以单个项目的固定溢价补贴为标的物进行拍卖，中标发电商在市场化电量销售收入之外，按售电量和中标价获得补贴，周期为20年。为保障真实报价和履行合同，政府要求发电企业必须缴纳高额履约保证金，以过低报价中标难以执行的，将没收保证金。竞争性招标有利于降低补贴成本。已完成的6个大型地面光伏项目招标试点，2015年4月中标价格为9.17欧分/千瓦时，到2016年12月已经下降到6.9欧分/千瓦时。2017年4月，监管机构组织了对北海地区4个海上风电项目(分别于2023~2025年投产)的拍卖，按容量加权平均中标价仅0.44欧分/千瓦时，其中3个于2024~2025年投入运行的项目的中标价为0，意味着在市场价之外将不获得任何补贴。中标价格大幅低于政府预期，显示了海上风电成本中长期下降的潜力。
德国第二阶段的支持政策还有两个特点。一是根据可再生能源发展目标设定各年拍卖计划，保证以可预测的规模和技术路线发展可再生能源，使补贴资金更加可控，为市场投资提供预期。陆上风电2017~2019年每年拍卖2800兆瓦，之后每年拍卖2900兆瓦。海上风电2021、2022年每年拍卖500兆瓦，2023~2025年每年拍卖700兆瓦，2026~2030年每年拍卖840兆瓦。750千瓦以上的太阳能发电每年拍卖600兆瓦(全部太阳能发电每年计划新增2500兆瓦)。生物能发电2017~2019年每年拍卖150兆瓦，2020~2022年每年拍卖200兆瓦。二是保持可再生能源与电网同步发展。如在阻塞地区的电网扩建以前，陆上风电开发将被限制，同时增加其他非阻塞地区的容量，保证整体规划目标的完成。
关于可再生能源补贴所需资金的征收
英、德的可再生能源补贴所需资金，均主要通过终端用户电价上加征可再生能源附加(EEG)的方式获取。从2000年到2014年，德国的可再生能源附加(EEG)征收标准逐年上调，从0.19欧分/千瓦时增加到6.24欧分/千瓦时，2015年比2014年略有下降，为6.17欧分/千瓦时。2015年，可再生能源附加(EEG)占居民电费比例为21.2%(其余支出项目为：发电26%，输、配、售22.7%，增值税16%，特许经营费5.6%，其他附加费1.7%，见图5)。英国居民电费中用于低碳能源支持的资金约占10%左右。
但对出口型高耗能企业，可再生能源附加(EEG)征收标准则采取了下调的政策。该政策源于欧盟的一项统一的指令。该指令认为，电价是影响面临国际竞争的能源密集型企业竞争的主要因素之一，成员国如认为因EEG附加导致国内企业比国外竞争对手面临更重的电费负担，可在符合欧盟规定的前提下，制定特殊政策，降低征收标准，并列出了目录清单。如德国可再生能源特别条款规定，出口型用电密集型企业100万千瓦时以内用电征收100%EEG附加，100万千瓦时以上部分按15%缴纳。英国也规定对这类企业收取的可再生能源附加的折扣最高可达到85%。
可再生能源支持政策与竞争性电力市场的融合
根据欧盟的指令，成员国对可再生能源的支持应有利于与电力市场融合(除小型项目)，尽可能采取市场价格之上的溢价补贴的方式，可再生能源也应承担不平衡责任，同时应采取措施保证发电商没有在负电价时发电的激励。可再生能源比例提高后，要求电力系统提高灵活性，发电容量充足至关重要。成员国应保证电力市场提供正确的发电投资信号，如在现有市场框架下无法实现，可通过增设“(备用)容量机制”加以补充，但不能妨碍竞争，不能对已有的电能量市场产生负面影响。
英国从2002年实施配额后，可再生能源就已经进入电力市场售电，实现了与电力市场的融合。2011年提出建立与低碳发展相适应的电力市场机制，从2013年开始实施以促进低碳电力发展为核心的新一轮电力市场化改革，改革主要内容包括除低碳能源差价合约外，就是建立容量市场，激励发电容量投资。
德国在固定上网电价制度下，对可再生能源发电保证购买，不需要进入市场。2012年开始鼓励可再生能源发电商进入市场销售，但并不强制要求。2017年竞争性招标实施以来，配套要求可再生能源必须进入电力市场销售。随着可再生能源比例进一步提高，德国能源转型面临的最大挑战是如何调整批发市场以保障未来电力供应的安全。2016年7月德国电力市场2.0的设立，是其中一项重要措施，这是德国自上世纪90年代引入改革以来最大的改革，基本内容是已经建立的电力市场机制将继续维持，同时增加一个容量备用机制，从而提供充足的容量和与可再生能源发展相适应的更低的成本。
02对我国可再生能源发展的启示与相关政策建议
对我国的启示
可再生能源消纳必须以合理布局和可落地的政策措施为前提。英国和德国可再生能源发电量占比分别超过20%、30%，远高于我国，但较少发生弃风、弃光问题。首要的原因是布局合理。英国、德国国土面积较小，负荷密度大，但陆上风电和太阳能发电仍大多接入配电网，以就近消纳为主。规模较大的海上风电才接入输电网，且输送距离最多也仅几百千米，在技术上不存在消纳困难。第二个原因是可再生能源消纳政策能够落地，如德国对固定上网电价支持的项目，配套实行“保证购买”，偶尔发生弃风、弃光时，对损失电量也由电网先行给予一定经济补偿，所需费用则由所有电力用户共同负担。可见，发达国家可再生能源的无障碍上网和全额收购，必须具备相应的技术条件和制度条件。在合理布局前提下可实现经济上的全额消纳。我国地域辽阔，电力负荷地区间差异很大，要实现可再生能源的无障碍上网和全额收购，首先是可再生能源发电项目布局要与电力负荷的分布相适应，在此基础上，还要有一系列的配套措施作保障。
与时俱进地提高可再生能源支持资金的使用效率。德国原先的固定电价加保证购买支持政策，有效地促进了各类技术之间的竞争，推动了可再生能源快速发展。英国原先对大型项目的配额加绿证支持政策，市场化程度高于固定上网电价支持，也实现了可再生能源发展的阶段性目标。然而，德国的电力消费者付出了沉重的负担，英国的补贴金额也大幅超出预期。因而，两国政府都根据欧盟指令的要求，从2017年开始全面转向基于竞争性招标的补贴方式，核心理念都是提高补贴的效率，持续支持可再生能源发展。我国可再生能源补贴资金缺口持续扩大，提高补贴资金的使用效率已成当务之急。因此，我国的支持可再生能源发展的政策也应与时俱进，以提高资金使用效率为主要目标进行调整。
可再生能源政策与竞争性电力市场相融合是主流趋势。可再生能源发电作为可依赖的能源，其消纳不应与市场机制相冲突。而且，也只有参与市场竞争，才能促进企业向着市场友好型的方向创新和发展。德国从2012年开始鼓励可再生能源进入市场售电，2017年起强制推行。而英国可再生能源早在2002年配额政策实施时就已进入市场售电。但由于可再生能源发电有政府补贴，其边际成本低的特点使其在竞争性市场中获得了巨大的优势，使原先的基于电能量的市场在可再生能源大量进入后，传统电源靠电能量交易已不能生存，电力系统的可调性电源不增反降，系统安全、可靠性也随之下降。为适应可再生能源大幅增加的局面，电力市场的规则也需要进行适应性调整。按照欧盟建立“容量机制”的要求，英国从2013年开始建立容量市场，德国从2016年开始建立备用容量机制。我国如要可再生能源健康发展，相关政策也应与竞争性电力市场的改革相协调。在政府履行补贴承诺的基础上，应鼓励和推动可再生能源“竞价上网”，以推动其合理布局和技术创新。此外，补贴机制的设计应鼓励可再生能源积极参与市场竞争。英国通过招标确定执行价格，对执行价格和市场参考价格的差额多退少补，市场参考价格根据批发市场平均价格而非各项目交易价格确定。德国通过招标确定在市场价格之外的固定溢价补贴，可再生能源企业必须积极参与市场提高市场化售电收入。上述基于市场机制的补贴政策设计，也都值得我们学习和借鉴。
“用电密集型”出口企业电价不宜承担过多的社会责任。如前所述，根据欧盟的统一规定，英国和德国工商企业电价不仅不包含对居民用户的交叉补贴，而且面临国际竞争的用电密集型企业，还可少交可再生能源附加。而我国作为相对不发达的国家，做法却恰好相反，大工业电价不仅承担高额的交叉补贴，而且也是可再生能源基金征收的主要对象，由此导致我国的工业电价水平大幅高于美国的局面。为切实降低实体经济的用能成本，我国也应借鉴英、德的做法，研究出台减轻用电密集的出口型企业不合理电价负担的措施。
相关政策建议
加快推进竞争性电力市场建设，为可再生能源进入市场销售和引入基于竞争的补贴制度创造条件。根据英国、德国等欧盟国家的经验，可再生能源参与市场才能更好促进技术创新，实现可持续发展。在竞争性市场中，可再生能源能够凭借边际成本低的优势获得上网电量保证。市场收入以上的部分通过绿证收入或市场溢价补贴解决。我国正在开展电力市场化改革，应尽早启动电力现货市场建设，为可再生能源参与市场创造条件，以市场化方式促进消纳。适应可再生能源比例的增加，及时调整或增加市场规则，使承担调节功能的传统电源获得相应收入，以市场化的方式促进资源配置。
加强总量约束和结构优化，提高补贴资金的使用效率。目前我国之所以会出现可再生能源发电补贴缺口大、消纳困难的局面，最主要原因是“缺乏补贴预算与发展规模约束”，“地方得利，全国人民买单”，补贴与规划、审批权脱节，导致各地不管电网消纳条件是否具备，竞相引入可再生能源发电项目。因此，解决问题的基本思路，应是“总量约束下的合理布局”，基于国情和“成本—收益”的比较，合理安排我国可再生能源支持的成本结构。补贴来自于对电力消费者征收的可再生能源发展基金，公共资金用于可再生能源的支持，应遵循效率(“资金花费相同，获得的可再生能源产出最大”或“可再生能源产出相同，资金花费最小”)原则。
——中央政府应首先加强支持资金和项目规划的统筹，严控集中式发电新建项目，重点支持“就近利用”为主的分布式可再生能源项目。
——对规模以上的风、光发电项目安装“储能”设施给予价格支持，以提高风、光发电的可计划性，降低风、光发电的系统集成成本，促进风、光电力消纳和储能产业的技术进步，进而形成储能与可再生能源的良性互动。
——将水电纳入可再生能源支持政策对象。水电也是可再生的清洁能源，且可靠性大大超过风、光发电。德国、英国水电资源少，碳减排、发展可再生能源只能靠补贴风、光等非水可再生能源。我国水电资源丰富，待开发的资源也还有很多，虽然成本大多较高，但比风、光还是低多了，特别是考虑系统集成成本后的综合成本。应借鉴英国水电发电绿证减半政策，将水电纳入可再生能源支持政策框架之内。我国尚有可开发的水电资源，在资金有限的条件下，国家对可再生能源的支持，显然应优先选择“支持成本低”的水电。
在可再生能源立项和资金支持中引入竞争机制。根据英国、德国的经验，固定电价支持力度大、效率低，适用于产业发展初期。强制配额可引入市场机制，但仍不能及时反映成本下降速度，不利于控制预算和规模。以竞争性招标为基础的市场溢价补贴，不仅可提高成本效率，而且可通过招标机制设计实现预算控制或规模控制。如英国以控制预算为主要目标，以开发商自行规划为基础，在预算约束下选择最具经济性的项目。德国以控制发展规模和技术路线为目标，以政府统一规划为基础，按具体项目招标。我国地域辽阔，由中央政府规划具体项目难度较大。可在确定中央财政年度资金预算或容量规模后，以固定溢价补贴为标的物进行招标。在现货市场建立以前，合约执行价格由所在地平均发电价格加固定溢价补贴构成，现货市场建立后，必须进入市场售电，按固定溢价和上网电量获得补贴。
近期，因尽快履行可再生能源标杆价的“退坡”规则，根据技术进步的程度，及时降低标杆价的水平，并考虑实施“固定补贴额+项目所在地可替代电源上网电价”的支持政策，以提高电价支持和补贴资金的效率。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201807/13/290393.html
