世界可再生能源支持政策趋势分析

参考中国报告网发布《2017-2022年中国可再生能源行业市场发展现状及十三五投资决策分析报告》

         5 关于欧盟的新政策[1]

         5.1 FIP新政策概念

         随可再生能源发电成本下降，欧盟(EU)可再生能源电力被FIT过度保护，电力市场被扭曲，担心装机负担增加、电力费用上升。随后提出了以市场为基础的对策，期待削减对可再生能源发电业者的补助，促进可再生能源发电业者的市场竞争，促进适应市场状况的可再生能源电力供应等。2014年4月9日EU的欧洲委员会竞争局公布，加盟国家实施环境、能源国家支持方针，即“关于环境保护、能源的国家补助标准”。标准由欧洲委员会公告，没有法律约束力，但作为各国政府采纳EU的重要指导方针。2014年EU发表标准前后，EU国家相继转向奖励+市场价格(Feed-in-Premium，FIP)政策。

         一定规模以上的可再生能源发电设备停止应用FIT，转而实施主要以市场为基础的支持政策FIP。废弃过去FIT规定电力业者的收购义务，可再生能源发电业者通过电力市场交易，义务直接在市场售电。关于对可再生能源的补助，由政府设定补助基准，作为奖励，支付其与市场价格的差额。2016年以前新建大规模可再生能源发电设备(500 kW以上)实施这样的政策。2017年以后1 MW以上的设备采用竞标方式，确定基准价格的适用对象和其水准。增加了可再生能源发电业者承担不平衡风险，以及低于市价时不支付奖励补助等条款。德国提前实施FIP制度。

         注：也可选择FIP，每月可变更FIT或FIP。

         5.2 欧盟主要国家实施FIP新政策概况

         5.2.1 德国

         德国政府按2014年8月修订的法律引入FIP，以大规模可再生能源发电设备为对象，义务在市场直接售电，形成现货市场每月平均价格低于基准价格时给予差额补助的结构。基准价格目前由政府决定，2017年引入竞标制度(2015年试验性实施)。以前，德国实施FIT，不管供需动向和电力市场价格，可再生能源电力收购价格固定，可再生能源电力业者得到的收入为补助金和电力价格的合计值。用户负担制度费用(附加费)，相当于向可再生能源电力业者支付的收购价格扣除相应市场价格部分的价值。由此，目的在于提高投资的稳定性、确实性。转向FIP制度后，可再生能源电力业者各自按市场价格销售，向可再生能源电力业者按FIP支付奖励补助，该补助额是与政府设定的基准价格的差额。

         德国联邦政府6月8日通过“可再生能源法”改革方案[7]，对可再生能源发电设施扩建及入网补贴政策予以调整，自2017年起将不再以政府指定价格收购绿色电力，而是通过市场竞价发放补贴。谁出价最低，谁就可以按此价格获得新建可再生能源发电设施入网补贴。也就是自2017年起废弃FIT，实施FIP政策。

         5.2.2 英国

         英国实施的差额支付合同(Contract for Difference，CfD)，基本上与德国的FIP结构相同，是填补市场价格低于基准价格部分的制度，其特点是市场价格超过基准价格时发电业者返还差额。另外，对正在确定采用技术的可再生能源电力，规定用竞标确定基准价格，进而制定补助总额上限。2013年12月8日英国“能源法”引入差额支付合同制度，要求可再生能源电力业者义务在电力市场销售，与CfD交易对方签订差额支付合同(CfD)。CfD是政府决定的基准价格与批发电力市场价格的差额两者间清算的合同，当市场价格低于基准价格时，发电业者接受CfD交易对方支付市场价格与基准价格的差额，当市场价格超过基准价格时发电业者向CfD交易对方返还差额。CfD合约期限15年，可再生能源投资收益长期稳定，同时有避免过度补助、抑制成本的目的。

         西班牙实施定额奖励加市场价格的FIP制度，在电力市场售电价格上升到足够高时，还要给定额补助，就可能发生发电业者收益过大的问题，因此，要设定售电价格与奖励合计的上限、下限。

         5.3 FIP政策特点

         5.3.1 市场直接销售，促进可再生能源发电业者市场竞争

         市场义务销售的FIP，对可再生能源电力的价格补助优惠不变，目的是促进可再生能源发电业者市场竞争。FIT制度下可再生能源发电业者的合算性与①发电成本、②发电量有关，但在FIP制度下除了以上两个因素外，还与③在市场较高价格销售的战略有关。如上所述，由于发电业者在负担不平衡风险的同时还要在市场售电，可再生能源发电业者为了提高实施发电计划的能力，期待通过提高发电预测精度，利用可根据供需(市场动向)调整电力供应的储存技术，以及与其他电源组合等发挥市场竞争力。同样，由于FIT制度采取义务收购，在电力剩余出现负价值时，产生了向可再生能源电力支付固定收购价格的矛盾。但是，采用FIP，今后若发生那样的局面，可再生能源发电业者将可采取市场信号抑制输出功率等应对措施。另一方面，若竞争能力降低，与FIT比较，采用FIP，可再生能源发电业者负担的合算性风险扩大。

         5.3.2 削减制度费用

         采用FIP制度，加上采纳通过竞标确定奖励水平(基准价格)的方式，可期待降低制度费用。意大利先于德国等，在2013年以后就以投产的大规模设备(除光伏和太阳热发电)为对象引入FIP制度，实施竞标方式确定基准价格。自2012年开始，意大利规定大规模可再生能源发电设备实施FIP补助，用竞标方式确定奖励的基准价格。要求发电业者以低于政府基础收费的价格投标，支付与市场价格的差额作为奖励。2014年以后基础收费每年降低2%。FIP支持对象装机容量设适用年限上限。补助适用期限最短20年。过去风力发电实施了3次竞标(2012年、2013年、2014年)，2012年和2013年合计中标907 MW，2014年356 MW。按2014年的竞标结果，相对于政府设定的基准价格(12.7欧分/kW•h)，最终中标8.89欧分/kW•h，价格下降率26.38%～30%。

         英国为决定CfD的基准价格，2015年1月实施竞标，相对于投标时政府设定的基准价格作为上限价格，业者的中标价格(清算价格)光伏出现了低近6成的情况。

         5.3.3 补助的长期稳定性

         从以上FIP及竞标制度的特点看，利用市场原理可提高支持政策的经济性，另一方面，从确保可再生能源投资的观点出发，FIP也有重视长期稳定性的方面。在市场直接销售的必要性方面RPS与FIP是共同的。因按RPS，可再生能源电力合同价格、条件通过个别交涉决定等，存在事业不可靠性高、阻碍投资的问题。因此，按FIP，由政府设定或通过竞标决定奖励，但同时规定与政府或政府设立组织间的长期合同支付等，使可再生能源事业的合算性具有一定的可靠性和长期稳定性。

         6 结语

         德国由FIT(固定价格)制度发展演变而最终采取的FIP(奖励+市场价格)制度，现已被欧洲广泛采用。FIP废弃了FIT特征的发电量全量义务收购，要求可再生能源发电业者直接进入市场销售为前提。而补助水准的确定，则采用竞标委以市场的价格发现功能。比之FIT，FIP要求发电业者适应市场需求动向参与市场竞争，担负取决于其售电能力的事业合算性风险；另一方面政府规定奖励售电价格长期维持一定水平，为发电业者提供长期稳定性。以美国为首广泛采用的RPS(可再生能源配额制)，强制性规定可再生能源发电在总发电量中所占比率，要求电网公司对其全额收购，对不能满足配额要求的责任人处以相应惩罚。各个义务对象业者(电力公司)筹措的电源、供应业者(可再生能源发电厂家)、价格、条件由市场决定。而REC(可再生能源证书)制度，是基于可再生能源配额制度的一项政策工具，配额制的实施需要和可再生能源证书交易市场配套运行，形成低成本可再生能源电力顺序进入市场的机制。特别是美国加利福尼亚州通过实施独自的RPS(可再生能源配额制)，实现了高比率可再生能源引进(2013年达到20%)，电力费用没有明显上升，制度运行总体顺利。最终，形成以美国为首实施的RPS和以德国为首实施的FIP的世界两大可再生能源支持政策体系。

         我国2010年4月修订实施的《可再生能源法》曾明确提出，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度，并提出要制定具体办法。最近，国家发改委、国家能源局相继出台《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》等4个文件，2016年3月28日，国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》即属于可再生能源法的具体实施办法，时隔6年后终于出台。表明我国也将实施配额制，还将继续颁布实施细则，解决弃风、弃光问题，推动可再生能源健康发展。

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