【深度】英、德可再生能源政策转型及其对我国的启示

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。

本文刊载于《中国电力企业管理》2018年06期，作者单位为国家发展改革委市场与价格研究所。