世界可再生能源支持政策与制度分析

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》

         1 前言

         发展可再生能源电力事业面临的风险有：①技术(能否按设想建设发电设施和发电)，②合算性(可否按预期的价格与期限售电)，③其他有关的政策风险、电力市场动向、社会经济形势变化等。可再生能源的支持政策包括研究开发补贴、验证补贴、设备引入补助、售电补助等，本文以售电补助为对象，重点介绍世界可再生能源支持政策的变迁与发展趋势。

         2 世界可再生能源支持政策实施概况[1]

         世界主要国家(地区)可再生能源支持政策采用状况见表1。各国(地区)支持政策各有特点，按各自政策目标和情况选择制度，各自制度的规定也多种多样，评价的重点在于可再生能源事业的合算性风险和社会负担。各国实施的可再生能源支持政策大致可归纳为两类：可再生能源电力配额制(RPS)和固定价格制或上网电价补贴政策(FIT)。其中，RPS在美国、英国、澳大利亚[2，3]、韩国和日本等国得到广泛应用。FIT过去主要以德国为首的欧洲和最近的日本采用。目前，主导欧洲的政策是FIT改进型的FIP(奖励+市场价格)制度。西班牙实施FIP或FIT，任意选择。意大利实施RPS，光伏采用FIP(2005～2011年)和FIT(2012年)。

         3 关于可再生能源电力配额制

         3.1 可再生能源电力配额制的特征[1，2]

         可再生能源配额制(RPS)是一个国家或地区用法律的形式，强制性规定可再生能源发电在总发电量中所占比率，并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将处以相应惩罚。可再生能源电力装机容量和各电力公司分摊量基于政策目标制定，通常各个义务对象业者(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。而可再生能源证书(Renewable Energy Certificate，REC)制度，又称绿色电力证书制度，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，购买RECs是实现RPS的一种手段，也是实现RPS的一种证明。基于这些特征形成的低成本可再生能源电力顺序进入市场机制。

         可再生能源证书是一种无形的可交易能源商品，1单位REC代表着由可再生能源产生的1 MW•h电力。通过这项规定，使每兆瓦上网的绿色电力都具有独特的标识代码证书，并在证书上标注该符合资格的可再生能源电力的类别、发电容量、生产时间和生产序列号等发电信息。从而，可再生能源证书(REC)被赋予环境效益和社会效益的价值，体现为可再生能源生产电力时获得的环境属性。若要将这种环境属性货币化，就需要进行交易。电力企业可以在可再生能源证书交易市场，从可再生能源发电企业手中购买其富裕出来的可再生能源证书。在这个市场中，REC的持有者与承担指定配额义务的REC需求者通过进行REC交易，将可再生能源证书的环境属性实现货币化，而REC的价格则由市场决定。配额制下的可再生能源电力价格为标准火力上网电价和可再生能源证书交易价格之和，可再生能源发电商通过销售可再生能源证书的市场交易方式来获得“补贴”。与全球性的碳交易不同的是，REC只能在本国(地区)内交易，不能跨国交易。

         如表1所示，除美国(以加利福尼亚州为例)、澳大利亚、韩国等实施RPS外，原先实施RPS制度的英国、意大利、日本，现在已废弃改用新的政策。其他各国(地区)制度内容多种多样，难以概括。总体而言，RPS将可再生能源电力的价格发现功能委以市场，从而谋求高效费用。从实际事例看，政策方针、行政管理担任了重要角色。

         3.2 美国RPS制度实践[2，4]

         美国是第一个推行RPS的国家，配额制实施得较为成功。截至2015年5月，已有30多个州依据本州资源、市场、政策背景制定并实施可再生能源配额制。到2025年，可再生能源配额制将促使美国的可再生能源发电能力增加76750 MW。其中，得克萨斯州、加利福尼亚州和新墨西哥州为美国比较典型的实施可再生能源配额制地区，实施效果见下表。

         美国实施RPS制度最成功的加利福尼亚州，政策主导了长期目标的制定。2002年加利福尼亚州开始实施RPS制度以后，提高目标，在继续实施RPS制度的同时，还将其作为应对气候变化对策手段之一，2020年目标提高到33%，以后至少维持这个目标，且成为继续向可再生能源投资的信号。关于RPS电力的具体供应价格，从促进投资与抑制费用两方面进行行政控制。关于可再生能源电力的价格，若供应价格(RPS的合同价格)过低，则投资不能进行，过高则费用负担过大。为此，加利福尼亚州关于RPS电力供应价格以天然气火力发电作为基准进行经济性审查，同时该基准反映了应对气候变化的对策费用，维持了可再生能源发电一定程度的优越性。为了提高目标完成的经济性，供应采用竞标和证书交易制度，以市场机制为基础的同时，制度运用中政策介入与行政管理在促进可再生能源投资和抑制费用两方面担任重要角色。加利福尼亚州通过实施独自的RPS制度，实现了高比率可再生能源引进(2013年达到20%)，而电力费用没有明显上升，过去制度总体运行顺利。

         美国针对光伏发电，还有一种专门的可再生能源证书，即太阳能可再生能源证书(Solar Renewable Energy Certificates，SREC)。当你购买1单位SREC，就意味着你可以使用1 MW•h光伏所发的电，而你购买SREC所支付的钱会直接付给可再生能源发电企业。从美国可再生能源配额制的实践可以看出，可再生能源配额制虽然通过交易手段发挥了市场的调配作用，但仍然需要政府明确指定监管机构进行监管与指导。因此，若想实现可再生能源配额制的设计初衷，需要充分结合行政控制手段和市场分配功能，此外还需要灵活设计的政策支持。

         3.3 澳大利亚RPS制度实践[2，3]

         澳大利亚是世界上最早在全国范围内推行可再生能源配额制的国家。2000年，澳大利亚政府通过《可再生能源法案》，发布强制性可再生能源目标，对相关电力批发商规定了购买一定比例可再生能源电力的法定义务。2001年4月1日，澳大利亚可再生能源证书系统在全国范围内正式运行。从2011年1月1日开始，澳大利亚将可再生能源证书分为大规模证书(LGCs)和小规模证书(SGCs)两种类型，其中大规模RECs主要面向发电站，小规模RECs主要面向太阳能热水器、空气源热趸热水器和小型发电机组。可再生能源证书的价格由市场竞争决定，具有不确定性；由于可再生能源电力价格是火力上网电价与可再生能源证书价格之和，从而使得可再生能源发电企业收益也具有不确定性 为了降低可再生能源证书价格波动，使投资者投资收益更加稳定，澳大利亚政府于2011年底在澳大利亚证券交易所(ASX)上市了可再生能源证书期货(REC Futures)。而可再生能源证书期货可为可再生能源发电企业提供风险管控，降低可再生能源发电项目的价值风险。可再生能源配额制为澳大利亚可再生能源发展提供了资金支持保障，配额制政策取得了显著效果，激励了澳大利亚可再生能源的大力发展，可再生能源发电量占总发电量的比例逐年提高，平均每年以1%的速度增长。2013年澳大利亚可再生能源在总发电量中的占比达到14.76%。

         3.4 英国RO制度实践[1，2]

         英国于2002年就开始实施可再生能源义务制(Renewable obligation，RO)，英国的RO是世界范围内可再生能源配额制的主要代表之一。RO明确供电商所提供的电力中必须要有一定比例的可再生能源电力，其比例由政府根据每年可再生能源发展目标和实际发展情况确定。2011年，英国政府又推出电力市场改革方案(EMR)，重点之一是可再生能源义务逐步向差价合约固定电价政策转移，预期到2017年新上项目全面结束实施义务制。英国的可再生能源义务制政策也实施可再生能源义务证书(ROC)制度。可再生能源义务证书颁发及整个ROC交易体系的运行和监管由英国燃气和电力市场办公室负责，每兆瓦合格的可再生能源电力作为1单位ROC在市场上进行交易，即1单位ROC对应的可再生能源发电量为1 MW•h(即1 ROC/MW•h)。按2009年RO制度令，规定海上风力发电的ROC发行系数为1.5 ROC/MW•h，反映了促进海上风力发电初期开发的优惠待遇。

         英国实施绿色证书交易制度提高了市场分配效率，从而降低了可再生能源生产成本，使可再生能源更具竞争力和成本有效性，对可再生能源发展起到了一定的促进作用。实施可再生能源义务政策后，英国可再生能源电力的年增长速度达到12%。但是，从英国可再生能源政策的发展历程可以看出，其政策正逐步从可再生能源义务制向差额支付合同(Contract for Difference，CfD)的固定电价制度转变(见后面有关内容)，这显示出政府增加政策长期性和稳定性的愿望，因为固定电价制既为新能源的发展提供了稳定、清晰、预测性强的补贴，又保留了市场性的交易机制和对发电商的激励作用。

         3.5 日本RPS制度实践[1]

         2003年4月，日本开始实施RPS制度。当初制定实施RPS的目标量2010年度为122×108 kW•h(相当于销售电力量的1.35%)。其后修订为2014年度的134.3×108 kW•h。但实际往往超过政府制定的目标水平。这就出现如何制定合适目标，发挥政策作用，扩大可再生能源电力的效果问题。RPS制度实施后，从促进可再生能源发电投资考虑，目标原设定8年(2003～2010年)，从实施的效果看，时间仍短，成为可再生能源发电业者回收投资(通常需要10年左右)的事业风险。关于交易价格，RPS电力供应主要采取当事者间个别交涉的合同方式，新业者进入因没有价格标准，难以建立事业计划。政府对电力业者每年公布关于RPS电力交易价格的随意调查，据此，风力发电10～11.8日元/kW•h、水力发电7.2～9.0日元/kW•h、生物能源发电7.2～9.4日元/kW•h。RPS的交易价格与日本批发电力交易所当时的平均交易价格、近年的发电成本等比较，向低水平推移。可再生能源电力装机目标增长缓慢，需求不能大幅增加，RPS电力合同价格难以激发进一步投资。同时，供应RPS电力的费用如何由社会负担，如何向电力用户转嫁，都没有解决。最主要的原因是RPS电力价格被抑制。从扩大可再生能源，同时避免电力业者负担急剧增长考虑，日本的RPS达到了制度目的，但从扩大可再生能源投资考虑，若采取限制提高目标等收紧供需的政策，结果会成为合算性风险由可再生能源电力业者负担的制度。

         4 关于可再生能源固定价格制[1]

         4.1 固定价格制的特征

         固定价格制(FIT)，即政府强制要求电网企业在一定期限内按照一定电价收购电网覆盖范围内可再生能源的发电量。通常，收购价格、条件由发电成本加利润按政策制定，数量不限，广泛征集投资。不必像RPS那样，由发电业者个别进行售电价格、条件交涉，提高了可再生能源发电事业收益的可靠性与稳定性，旨在减轻业者的合算性风险。收购费用与常规发电成本的差额作为电力费用的附加费由用户负担，因此，出现了能否实现与负担相称的政策目标和费用效果的争论。政策目标包括提高能源自给率、应对气候变化对策、培育产业、促进就业、激活地方经济等多种多样，随着可再生能源的普及，期待达到这些效果。作为FIT的固有目的，收购对象的电力短期就可扩大，很快就有仿效的，促进了技术、市场的确立。加上有步骤降低收购价格，可降低可再生能源电力的发电成本。

         4.2 德国为首的欧洲FIT制度的实践

         目前，欧盟(EU)28个成员国中有20个国家实行FIT政策，FIT政策起源于德国，最初形式是政府直接明确规定可再生能源电力的上网电价[5]。早在上世纪90年代后期，德国、西班牙等就引入FIT政策。2005年德国光伏发电装机容量就超过日本，居世界第一位。实施FIT国家的可再生能源电力显著增加，与此同时，实施RPS制度政策的日本、英国可再生能源装机容量在低位徘徊。欧洲委员会(EU的政策执行机构)高度评价FIT。

         然而，2009年开始，德国、西班牙等的FIT费用负担，可再生能源电力进入电网的基础设施建设等问题凸显。为此，大幅降低收购价格，同时缩小适用范围等，于是开始重新修订FIT政策，制定新的运用规则。例如，德国2011年6月在展示分阶段废弃核能和扩大可再生能源为支柱的能源转换政策时，政府称FIT附加费“不会超过现有水平”(2011年附加费为3.53欧分/kW•h)，其后附加费继续上升。于是，2012年4月德国政府又采取紧急措施，修改制度，设定光伏装机上限52 GW、设置年目标总量，同时每年决定费用底线。此前，根据装机状况，频繁调整收购价格。

         2004年德国修订光伏发电的FIT收购价格，如果装机容量上升，以后每年降低收购价格，2004年的收购价格为43.4～57.4欧分/kW•h，2012年1月时降至18.3～24.2欧分/kW•h。受装机高水平推进影响，2012年4月再度修订规则，引入随装机容量上升，自动变更收购价格的“breathing cap”方式。光伏、陆上风力和生物能源适用同样方式(2014年8月修订)，光伏年装机目标240×104～260×104 kW，每季度根据装机容量的过剩或不足，预先决定按降低比率(-2.8%～+1.5%)的变动方式收购价格。采取这样的措施以后，2013年光伏装机为330×104 kW、2014年为190×104 kW，低于政府的装机计划。2014年的装机没有达到2014年制度修正案定的年装机目标。收购价格自动调整，2015年1月光伏发电收购价格为9.09～12.89欧分/kW•h。

         制度设计精致化，在强化装机容量和费用管理的同时，除涉及行政费用外，制度过于复杂化、不稳定化，增加了事业风险，也可能成为阻碍投资的重要因素。实际2011年欧洲可再生能源投资达到峰值后下降，德国采取上述措施后，出现光伏装机达不到年装机目标的状况。西班牙事实上已于2012年废弃FIT，进而对已经运行的设备采取追溯降低收购价格等措施引发争议。意大利对光伏发电收购价格也决定追溯降低价格，招致发电业者强烈反对。

         4.3 日本FIT制度的实践

         2003年以后日本实施RPS，但随低碳化形势高涨，加之作为景气对策集中扶持可再生能源产业，2009年11月开始引入“光伏发电剩余电力收购制度”。对引进FIT持慎重态度的日本政府转变立场，于2012年7月开始，对包括光伏发电在内的所有可再生能源都实施长期义务全量收购的FIT制度。从开始实施FIT到2014年12月末，增加的装机容量为1582×104 kW(其中光伏1541×104 kW)，可再生能源电力累计装机容量达到3643×104 kW。同时带来光伏发电装机容量大幅增长。到2014年12月末按FIT制度批准的装机容量(包括原有装机容量)提高到7401×104 kW。

         FIT是谋求短期内扩大装机容量的制度，但存在装机容量与费用平衡的问题。日本附加费总额由最初2012年度的1300亿日元增加到2015年度预计的约1.3万亿日元，用户附加费单价也从0.22日元/kW•h(标准家庭月负担66日元)急增至1.58日元/kW•h(标准家庭月负担474日元)。至2014年6月末批准的装机容量若全部开始运转，年附加费为2.7万亿日元，附加费单价为3.18日元/kW•h，标准家庭月负担935日元，用户负担大幅增长。

         伴随FIT制度的实施，小型光伏发电设备急剧增长，有的地区装机容量已超过需求。加之偏向扩大光伏发电，已批准而未运转的案例增多，2015年9月有关当局开始对FIT作根本性重新评价[6]。

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