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。
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