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。