【深度】英、德可再生能源政策转型及其对我国的启示

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。