可再生能源政策轉型尚處于起步階段的我國，應科學構建競爭性電力市場體系，為實施基于市場機制的可再生能源支持政策創造條件。可再生能源的立項和資金支持，也應引入競爭機制。要進一步加強總量約束和結構優化，以提高補貼資金的使用效率，降低消費者負擔。

自2006年以來，我國一直以高上網電價與可再生能源發展基金相協同的方式支持非水可再生能源的發展。該政策曾對中國非水可再生能源的發展起到了巨大的推動作用，使之裝機規模和發電量均居世界各國之首，且遠超美、德等發達國家。然而，在變化了的條件下，現行政策已不再具有可持續性。

一是無法與市場化的電力體制及其改革的進程相適應。在中國，電力市場化改革的大勢已不可逆轉，且目前絕大多數地區的電力市場化交易如火如荼，現行的可再生能源高電價保障政策，與基于市場交易的競爭性電量安排明顯沖突。

二是“高上網電價”、“補貼資金中央政府承擔”與“項目審批權下放地方”三項政策作用疊加，導致對集中式可再生能源發電投資的過度激勵。東北、西北等地可再生能源發電項目建設過多，棄風、棄光嚴重，造成了巨大的浪費資源。

三是可再生能源發展基金“入不敷出”，“欠補”金額巨大。一方面是集中式可再生能源發電的高速增長，另一方面是中國經濟增長速度放緩及由此導致的工商用戶對電價上漲承受力下降，使可再生能源發展基金的增收遠遠落后于支出需求的增長，對可再生能源生產者“欠補”問題日趨嚴重。

英國自2002年起實施“可再生能源配額+綠證交易”為主的支持政策，德國從2000年開始實施“固定電價支持+電量保證購買”的支持政策。但近年來，為降低消費者負擔，提高可再生能源發展的質量和補貼資金的使用效率，兩國的可再生能源支持政策均在向基于市場競爭的方向轉變。這對我國處于起步階段的可再生能源支持政策轉型，具有重要借鑒意義。

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01英、德的可再生能源支持政策

英、德可再生能源發展概況

英、德自大規模可再生能源支持政策實施以來，可再生能源快速發展。2002~2015年，英國可再生能源裝機容量從約300萬千瓦增加到3046萬千瓦，發電量占總發電量比例從2%左右增加到24.6%(參見圖1)，2015年可再生能源總發電量為835.5億千瓦時(具體各類可再生能源占比參見圖2)。2000-2015年，德國可再生能源裝機容量從1820萬千瓦增加到9710萬千瓦，發電量占總發電量比例從6.2%增加到31.6%(參見圖3)，2015年可再生能源發電總量為1873.4億千瓦時(具體各類可再生能源占比參見圖4)。兩國海上風電全部接入輸電網，而陸上風電及其他可再生能源發電大多接入配電網。

英、德可再生能源發展目標

英國政府提出，到2050年，溫室氣體排放量將在1990年的基礎上減少80%。到2020年，可再生能源消費將達到電力消費總量的30%、能源消費總量的15%。

2011年，德國政府在福島核事故后，作出了永久放棄核電的決定，并將能源轉型作為能源政策的主導方針。2020年以前，德國的溫室氣體排放將比1990年減少40%，2022年前關閉所有的核電站，2050年提供安全的、可負擔起的、環保的能源。德國可再生能源法案還確定了可再生能源發展目標：到2020年、2030年、2040年、2050年，可再生能源發電占比將分別達到35%、50%、65%、80%。

英、德促進可再生能源發展的主要措施

英國自2002年起實施“可再生能源配額+綠證交易”為主的支持政策，德國從2000年開始實施“固定電價支持+電量保證購買”的支持政策，均有效地支持了處于初期的可再生能源產業的發展。近年來，隨著可再生能源發電技術進步的加速，為提高補貼效率、降低消費者負擔，并響應歐盟統一指令的要求(可再生能源平等參與競爭性批發市場、采用競爭性招標方式確定補貼)，英、德兩國均逐步轉向基于市場競爭的支持政策。

英國促進可再生能源發展的主要措施。英國從2002年開始引入可再生能源配額(RO)，用于支持大型可再生能源項目，是英國目前為止促進可再生能源電力發展的主要政策。2011年7月，英國政府宣布從2017年3月31日開始，可再生能源配額對所有新建發電項目關閉，轉而采用低碳能源差價合約(CFD)。對小型可再生能源項目(5兆瓦以下)，從2010年起實行固定電價支持，目前尚未作出轉向差價合約的計劃。其政策演變過程如下：

第一階段(2002~2017年)：可再生能源配額(RO)。商務能源和產業戰略部為政策制定機構，電力市場和天然氣辦公室(監管機構)為執行機構。規定供電商(即零售商)必須采購一定比例的可再生能源發電，該比例根據可再生能源發展規劃每年設定一次。具體流程為：每年10月份，商務能源和產業戰略部發布下一財政年的可再生能源比例要求;符合條件的可再生能源發電商每月向監管機構報告可再生能源發電量，獲得相應數量的綠證(ROC);之后，發電商向供電商或交易商出售綠證，獲得批發市場電價之外的溢價收入;供電商向監管機構出示擁有的綠證，以證明履行了配額義務，如未完成配額，將會接受經濟懲罰，標準由商務能源和產業戰略部提前制定;監管機構將收取的罰金按比例返還給擁有綠證的供電商。

第二階段(2017年起全面實施)：低碳能源差價合約(CFD)。在上述配額制度下，可再生能源發電商的收入，來自電力市場售電收入和綠證市場綠證收入。然而，因可再生能源補貼下降速度跟不上成本下降速度，導致可再生能源規模不可控、補貼金額超出預算。為以更具效率和可控的方式促進低碳能源，降低消費者和投資者風險，英國轉而實行低碳能源差價合約。差價合約由競爭性招標產生，“差價”指項目中標價格(項目執行價)和批發市場參考價格之間的差額，當項目執行價高于批發市場參考價格時，發電商可獲得差價補償，反之，超出部分須退回政府。

德國促進可再生能源發展的主要措施。德國在2000年出臺支持可再生能源的法案，對各類可再生能源發電均予固定電價和購買保證支持，主要基于各類可再生能源發電均處于發展初期，尚不能辨別何為較有前途的技術路線，固定電價和購買保證有利于各類技術之間的競爭。隨著風電和光伏發電的技術日漸成熟，成本快速下降，德國已將其確定為支持發展主要技術路線。在此基礎上，為促進可再生能源行業的創新發展，也為提高公共資金的使用效率，降低電力終端用戶的經濟負擔，德國從2014年開始試點要求新建地面光伏項目進入電力市場銷售，市場價格之外的溢價補貼通過競爭性招標確定，2017年開始推廣到小型項目(750千瓦)以外的全部新建可再生能源。德國促進可再生能源發展政策的演變過程如下：

第一階段(2000~2017年)：“固定上網電價+“購買保證”。“固定上網電價”指政府根據每一類可再生能源的發電成本分別制定上網電價，并在20年內保持不變。“購買保證”指法律規定可再生能源優先上網，發電量由區域內的輸電系統運營商(TSO)按上述固定電價收購，如因接入系統延誤或系統阻塞不能全額上網，損失電量也可獲得經濟補償，從而使投資者能更好預測收入。因德國可再生能源大部分接入配網，棄風、棄光較少發生。德國輸電系統運行商沒有零售業務，因此采購的可再生能源電量在電力交易所出售，收、支不足部分由全國電力消費者通過可再生能源附加共同承擔。

第一階段的支持政策還有如下特點：一是根據年度預設下調系數和發電成本變化下調新建項目固定電價;二是容量越小、固定電價越高，以鼓勵小型項目的建設;三是對陸上風電等部分發電技術設定規劃目標，當超出規模時及時下調固定電價，如2014、2015年陸上風電實際開發超過規劃，導致發電量不能被電網全額消納，2016年下調了陸上風電固定電價。

第二階段(2014年試點、2017年全面開始)：以競爭為基礎的支持方式，即“市場化電量+固定溢價補貼”。所謂市場化電量，指取消“購買保證”，強制新建可再生能源進入電力市場銷售電量。因可再生能源發電邊際成本幾乎為零，在現貨市場一般報價最低，從而實現優先成交、優先上網。所謂“固定溢價補貼”，指取消“固定上網電價”，通過競爭性招標決定市場價格之外的“固定溢價補貼”。政府以單個項目的固定溢價補貼為標的物進行拍賣，中標發電商在市場化電量銷售收入之外，按售電量和中標價獲得補貼，周期為20年。為保障真實報價和履行合同，政府要求發電企業必須繳納高額履約保證金，以過低報價中標難以執行的，將沒收保證金。競爭性招標有利于降低補貼成本。已完成的6個大型地面光伏項目招標試點，2015年4月中標價格為9.17歐分/千瓦時，到2016年12月已經下降到6.9歐分/千瓦時。2017年4月，監管機構組織了對北海地區4個海上風電項目(分別于2023~2025年投產)的拍賣，按容量加權平均中標價僅0.44歐分/千瓦時，其中3個于2024~2025年投入運行的項目的中標價為0，意味著在市場價之外將不獲得任何補貼。中標價格大幅低于政府預期，顯示了海上風電成本中長期下降的潛力。

德國第二階段的支持政策還有兩個特點。一是根據可再生能源發展目標設定各年拍賣計劃，保證以可預測的規模和技術路線發展可再生能源，使補貼資金更加可控，為市場投資提供預期。陸上風電2017~2019年每年拍賣2800兆瓦，之后每年拍賣2900兆瓦。海上風電2021、2022年每年拍賣500兆瓦，2023~2025年每年拍賣700兆瓦，2026~2030年每年拍賣840兆瓦。750千瓦以上的太陽能發電每年拍賣600兆瓦(全部太陽能發電每年計劃新增2500兆瓦)。生物能發電2017~2019年每年拍賣150兆瓦，2020~2022年每年拍賣200兆瓦。二是保持可再生能源與電網同步發展。如在阻塞地區的電網擴建以前，陸上風電開發將被限制，同時增加其他非阻塞地區的容量，保證整體規劃目標的完成。

關于可再生能源補貼所需資金的征收

英、德的可再生能源補貼所需資金，均主要通過終端用戶電價上加征可再生能源附加(EEG)的方式獲取。從2000年到2014年，德國的可再生能源附加(EEG)征收標準逐年上調，從0.19歐分/千瓦時增加到6.24歐分/千瓦時，2015年比2014年略有下降，為6.17歐分/千瓦時。2015年，可再生能源附加(EEG)占居民電費比例為21.2%(其余支出項目為：發電26%，輸、配、售22.7%，增值稅16%，特許經營費5.6%，其他附加費1.7%，見圖5)。英國居民電費中用于低碳能源支持的資金約占10%左右。

但對出口型高耗能企業，可再生能源附加(EEG)征收標準則采取了下調的政策。該政策源于歐盟的一項統一的指令。該指令認為，電價是影響面臨國際競爭的能源密集型企業競爭的主要因素之一，成員國如認為因EEG附加導致國內企業比國外競爭對手面臨更重的電費負擔，可在符合歐盟規定的前提下，制定特殊政策，降低征收標準，并列出了目錄清單。如德國可再生能源特別條款規定，出口型用電密集型企業100萬千瓦時以內用電征收100%EEG附加，100萬千瓦時以上部分按15%繳納。英國也規定對這類企業收取的可再生能源附加的折扣最高可達到85%。

可再生能源支持政策與競爭性電力市場的融合

根據歐盟的指令，成員國對可再生能源的支持應有利于與電力市場融合(除小型項目)，盡可能采取市場價格之上的溢價補貼的方式，可再生能源也應承擔不平衡責任，同時應采取措施保證發電商沒有在負電價時發電的激勵。可再生能源比例提高后，要求電力系統提高靈活性，發電容量充足至關重要。成員國應保證電力市場提供正確的發電投資信號，如在現有市場框架下無法實現，可通過增設“(備用)容量機制”加以補充，但不能妨礙競爭，不能對已有的電能量市場產生負面影響。

英國從2002年實施配額后，可再生能源就已經進入電力市場售電，實現了與電力市場的融合。2011年提出建立與低碳發展相適應的電力市場機制，從2013年開始實施以促進低碳電力發展為核心的新一輪電力市場化改革，改革主要內容包括除低碳能源差價合約外，就是建立容量市場，激勵發電容量投資。

德國在固定上網電價制度下，對可再生能源發電保證購買，不需要進入市場。2012年開始鼓勵可再生能源發電商進入市場銷售，但并不強制要求。2017年競爭性招標實施以來，配套要求可再生能源必須進入電力市場銷售。隨著可再生能源比例進一步提高，德國能源轉型面臨的最大挑戰是如何調整批發市場以保障未來電力供應的安全。2016年7月德國電力市場2.0的設立，是其中一項重要措施，這是德國自上世紀90年代引入改革以來最大的改革，基本內容是已經建立的電力市場機制將繼續維持，同時增加一個容量備用機制，從而提供充足的容量和與可再生能源發展相適應的更低的成本。

對我國可再生能源發展的啟示與相關政策建議

02對我國的啟示

可再生能源消納必須以合理布局和可落地的政策措施為前提。英國和德國可再生能源發電量占比分別超過20%、30%，遠高于我國，但較少發生棄風、棄光問題。首要的原因是布局合理。英國、德國國土面積較小，負荷密度大，但陸上風電和太陽能發電仍大多接入配電網，以就近消納為主。規模較大的海上風電才接入輸電網，且輸送距離最多也僅幾百千米，在技術上不存在消納困難。第二個原因是可再生能源消納政策能夠落地，如德國對固定上網電價支持的項目，配套實行“保證購買”，偶爾發生棄風、棄光時，對損失電量也由電網先行給予一定經濟補償，所需費用則由所有電力用戶共同負擔。可見，發達國家可再生能源的無障礙上網和全額收購，必須具備相應的技術條件和制度條件。在合理布局前提下可實現經濟上的全額消納。我國地域遼闊，電力負荷地區間差異很大，要實現可再生能源的無障礙上網和全額收購，首先是可再生能源發電項目布局要與電力負荷的分布相適應，在此基礎上，還要有一系列的配套措施作保障。

與時俱進地提高可再生能源支持資金的使用效率。德國原先的固定電價加保證購買支持政策，有效地促進了各類技術之間的競爭，推動了可再生能源快速發展。英國原先對大型項目的配額加綠證支持政策，市場化程度高于固定上網電價支持，也實現了可再生能源發展的階段性目標。然而，德國的電力消費者付出了沉重的負擔，英國的補貼金額也大幅超出預期。因而，兩國政府都根據歐盟指令的要求，從2017年開始全面轉向基于競爭性招標的補貼方式，核心理念都是提高補貼的效率，持續支持可再生能源發展。我國可再生能源補貼資金缺口持續擴大，提高補貼資金的使用效率已成當務之急。因此，我國的支持可再生能源發展的政策也應與時俱進，以提高資金使用效率為主要目標進行調整。

可再生能源政策與競爭性電力市場相融合是主流趨勢。可再生能源發電作為可依賴的能源，其消納不應與市場機制相沖突。而且，也只有參與市場競爭，才能促進企業向著市場友好型的方向創新和發展。德國從2012年開始鼓勵可再生能源進入市場售電，2017年起強制推行。而英國可再生能源早在2002年配額政策實施時就已進入市場售電。但由于可再生能源發電有政府補貼，其邊際成本低的特點使其在競爭性市場中獲得了巨大的優勢，使原先的基于電能量的市場在可再生能源大量進入后，傳統電源靠電能量交易已不能生存，電力系統的可調性電源不增反降，系統安全、可靠性也隨之下降。為適應可再生能源大幅增加的局面，電力市場的規則也需要進行適應性調整。按照歐盟建立“容量機制”的要求，英國從2013年開始建立容量市場，德國從2016年開始建立備用容量機制。我國如要可再生能源健康發展，相關政策也應與競爭性電力市場的改革相協調。在政府履行補貼承諾的基礎上，應鼓勵和推動可再生能源“競價上網”，以推動其合理布局和技術創新。此外，補貼機制的設計應鼓勵可再生能源積極參與市場競爭。英國通過招標確定執行價格，對執行價格和市場參考價格的差額多退少補，市場參考價格根據批發市場平均價格而非各項目交易價格確定。德國通過招標確定在市場價格之外的固定溢價補貼，可再生能源企業必須積極參與市場提高市場化售電收入。上述基于市場機制的補貼政策設計，也都值得我們學習和借鑒。

“用電密集型”出口企業電價不宜承擔過多的社會責任。如前所述，根據歐盟的統一規定，英國和德國工商企業電價不僅不包含對居民用戶的交叉補貼，而且面臨國際競爭的用電密集型企業，還可少交可再生能源附加。而我國作為相對不發達的國家，做法卻恰好相反，大工業電價不僅承擔高額的交叉補貼，而且也是可再生能源基金征收的主要對象，由此導致我國的工業電價水平大幅高于美國的局面。為切實降低實體經濟的用能成本，我國也應借鑒英、德的做法，研究出臺減輕用電密集的出口型企業不合理電價負擔的措施。

相關政策建議

加快推進競爭性電力市場建設，為可再生能源進入市場銷售和引入基于競爭的補貼制度創造條件。根據英國、德國等歐盟國家的經驗，可再生能源參與市場才能更好促進技術創新，實現可持續發展。在競爭性市場中，可再生能源能夠憑借邊際成本低的優勢獲得上網電量保證。市場收入以上的部分通過綠證收入或市場溢價補貼解決。我國正在開展電力市場化改革，應盡早啟動電力現貨市場建設，為可再生能源參與市場創造條件，以市場化方式促進消納。適應可再生能源比例的增加，及時調整或增加市場規則，使承擔調節功能的傳統電源獲得相應收入，以市場化的方式促進資源配置。

加強總量約束和結構優化，提高補貼資金的使用效率。目前我國之所以會出現可再生能源發電補貼缺口大、消納困難的局面，最主要原因是“缺乏補貼預算與發展規模約束”，“地方得利，全國人民買單”，補貼與規劃、審批權脫節，導致各地不管電網消納條件是否具備，競相引入可再生能源發電項目。因此，解決問題的基本思路，應是“總量約束下的合理布局”，基于國情和“成本—收益”的比較，合理安排我國可再生能源支持的成本結構。補貼來自于對電力消費者征收的可再生能源發展基金，公共資金用于可再生能源的支持，應遵循效率(“資金花費相同，獲得的可再生能源產出最大”或“可再生能源產出相同，資金花費最小”)原則。

——中央政府應首先加強支持資金和項目規劃的統籌，嚴控集中式發電新建項目，重點支持“就近利用”為主的分布式可再生能源項目。

——對規模以上的風、光發電項目安裝“儲能”設施給予價格支持，以提高風、光發電的可計劃性，降低風、光發電的系統集成成本，促進風、光電力消納和儲能產業的技術進步，進而形成儲能與可再生能源的良性互動。

——將水電納入可再生能源支持政策對象。水電也是可再生的清潔能源，且可靠性大大超過風、光發電。德國、英國水電資源少，碳減排、發展可再生能源只能靠補貼風、光等非水可再生能源。我國水電資源豐富，待開發的資源也還有很多，雖然成本大多較高，但比風、光還是低多了，特別是考慮系統集成成本后的綜合成本。應借鑒英國水電發電綠證減半政策，將水電納入可再生能源支持政策框架之內。我國尚有可開發的水電資源，在資金有限的條件下，國家對可再生能源的支持，顯然應優先選擇“支持成本低”的水電。

在可再生能源立項和資金支持中引入競爭機制。根據英國、德國的經驗，固定電價支持力度大、效率低，適用于產業發展初期。強制配額可引入市場機制，但仍不能及時反映成本下降速度，不利于控制預算和規模。以競爭性招標為基礎的市場溢價補貼，不僅可提高成本效率，而且可通過招標機制設計實現預算控制或規模控制。如英國以控制預算為主要目標，以開發商自行規劃為基礎，在預算約束下選擇最具經濟性的項目。德國以控制發展規模和技術路線為目標，以政府統一規劃為基礎，按具體項目招標。我國地域遼闊，由中央政府規劃具體項目難度較大。可在確定中央財政年度資金預算或容量規模后，以固定溢價補貼為標的物進行招標。在現貨市場建立以前，合約執行價格由所在地平均發電價格加固定溢價補貼構成，現貨市場建立后，必須進入市場售電，按固定溢價和上網電量獲得補貼。

近期，因盡快履行可再生能源標桿價的“退坡”規則，根據技術進步的程度，及時降低標桿價的水平，并考慮實施“固定補貼額+項目所在地可替代電源上網電價”的支持政策，以提高電價支持和補貼資金的效率。