欧洲国家可再生能源电价政策及特点分析-第2页-北极星风力发电网

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(一)定价机制主要考虑发电项目的实际成本，与资源状况、装机容量、新技术应用等因素有关，重点是体现公平原则

可再生能源上网电价水平与项目所在地资源状况密切相关。一般而言，资源越差的地区，上网电价越高。在德国，几乎没有任何两台风机的上网电价是相同的。德国根据实际风机发电量与参考风机发电量的比值关系确定该风机享受高初始电价的年限，比值越小，享受高初始电价的年限越长。法国规定风电的固定电价期限为15年，后5年电价取决于前10年平均设备利用小时数，前10年风电机组利用率越高，则后5年的上网电价越低。法国在2010年制定的光伏上网电价政策中，光照资源较差的北方地区上网电价是光照条件较好的南部地区的1.2倍。

对处于不同装机容量区间的发电项目制定差异化上网电价。对光伏发电来说，单个项目的装机容量越大，则单位发电成本就越低，这一特点也反映在了上网电价水平上。德国将建筑光伏上网电价分为5档，上网电价从13.5欧分—19.5欧分/千瓦时(折合人民币1.12元—1.61元/千瓦时)。意大利将常规光伏电站上网电价按照装机容量分为6档，上网电价在17.1欧分—27.4欧分/千瓦时(折合人民币1.42元—2.27元/千瓦时)。英国将建筑光伏上网电价分为7档，上网电价在8.9便士—21.0便士/千瓦时(折合人民币0.89元—2.09元/千瓦时)。该机制安排有利于在不同规模项目开发业主之间体现公平性，鼓励大、中、小各种类型光伏发电项目的共同发展。

对率先应用新技术的发电项目给予额外的电价激励。电网友好型新技术在发电侧的利用能够有效提高可再生能源发电的可预测性、可控制性和可调度性，但也会增加发电项目的投资成本，因此此类新技术的应用需要电价政策支持，以鼓励电网友好型技术及其他新技术应用。德国对2015年之前投运的、能够提供系统服务的风电场给予0.48欧分/千瓦时的额外电价奖励。意大利对运用新技术的建筑光伏一体化项目、聚光光伏发电项目提供的上网电价普遍高于常规光伏项目。

(二)调整机制既反映发电成本的变化，也与市场变化、本国规划目标、成本控制目标相一致，其目标是建立激励政策退出路径，实现本国可再生能源的均衡有序发展

上网电价水平进行定期评估和下调。在技术进步和规模效应等因素共同作用下，可再生能源发电成本呈现快速下降趋势。为了使上网电价水平与其发电成本相适应，避免出现过度激励，营造公平的市场环境，一些欧洲国家建立了上网电价定期评估和下调机制。德国陆上风电上网电价每年下调1.5%，海上风电每年下调5%。法国风电上网电价每年下调2%。意大利从2012年1月到12月，根据电站的种类和规模，每半年下调一次电价。西班牙、荷兰风电上网电价的政府补贴部分每年都要根据技术进步及发电成本变化情况调整一次。

根据规划目标完成情况调整上网电价。作为新兴产业，可再生能源发展速度往往超过政府规划和行业预期，定期的电价调整机制已经不能满足瞬息万变的可再生能源发电市场需要。因此，部分欧洲国家根据规划目标完成情况调整上网电价。德国确定每年新增光伏装机目标是250万-350万千瓦，如果上年度新增规模超过这一目标值，则要上调递减率，超过规划容量越多，递减率上调幅度越大，反之下调递减率(由于下调幅度不足以抑制过热的投资热情，德国2010年、2011、2012年实际新增光伏装机容量均超过700万千瓦，远超政府目标)。西班牙规定，当光伏装机容量达到规划容量85%后，将下调之后并网项目上网电价。葡萄牙在可再生能源装机容量达到一定量后将下调上网电价。

此外，部分欧洲国家对能够获得补贴的利用小时数做了特殊规定。西班牙对可获得电价补贴的风电、光伏发电小时数做了限制性规定。对于发电小时数超过规定小时数的风电场，超出部分不再享受政府电价补贴。从2010年12月开始三年内每年可获得补贴的光伏发电小时数1753减少到1250。从2012年7月1日开始，德国10千瓦及以下小型光伏电站80%的发电量，以及1兆瓦及以下光伏电站90%的发电量才能获得电价补贴(剩余的10%或20%发电量要么自用，要么按照市场电价出售)。

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