深度丨英、德可再生能源政策转型及其对我国的启示-第2页-北极星售电网

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关于可再生能源补贴所需资金的征收

英、德的可再生能源补贴所需资金，均主要通过终端用户电价上加征可再生能源附加(EEG)的方式获取。从2000年到2014年，德国的可再生能源附加(EEG)征收标准逐年上调，从0.19欧分/千瓦时增加到6.24欧分/千瓦时，2015年比2014年略有下降，为6.17欧分/千瓦时。2015年，可再生能源附加(EEG)占居民电费比例为21.2%(其余支出项目为：发电26%，输、配、售22.7%，增值税16%，特许经营费5.6%，其他附加费1.7%，见图5)。英国居民电费中用于低碳能源支持的资金约占10%左右。

但对出口型高耗能企业，可再生能源附加(EEG)征收标准则采取了下调的政策。该政策源于欧盟的一项统一的指令。该指令认为，电价是影响面临国际竞争的能源密集型企业竞争的主要因素之一，成员国如认为因EEG附加导致国内企业比国外竞争对手面临更重的电费负担，可在符合欧盟规定的前提下，制定特殊政策，降低征收标准，并列出了目录清单。如德国可再生能源特别条款规定，出口型用电密集型企业100万千瓦时以内用电征收100%EEG附加，100万千瓦时以上部分按15%缴纳。英国也规定对这类企业收取的可再生能源附加的折扣最高可达到85%。

可再生能源支持政策与竞争性电力市场的融合

根据欧盟的指令，成员国对可再生能源的支持应有利于与电力市场融合(除小型项目)，尽可能采取市场价格之上的溢价补贴的方式，可再生能源也应承担不平衡责任，同时应采取措施保证发电商没有在负电价时发电的激励。可再生能源比例提高后，要求电力系统提高灵活性，发电容量充足至关重要。成员国应保证电力市场提供正确的发电投资信号，如在现有市场框架下无法实现，可通过增设“(备用)容量机制”加以补充，但不能妨碍竞争，不能对已有的电能量市场产生负面影响。

英国从2002年实施配额后，可再生能源就已经进入电力市场售电，实现了与电力市场的融合。2011年提出建立与低碳发展相适应的电力市场机制，从2013年开始实施以促进低碳电力发展为核心的新一轮电力市场化改革，改革主要内容包括除低碳能源差价合约外，就是建立容量市场，激励发电容量投资。

德国在固定上网电价制度下，对可再生能源发电保证购买，不需要进入市场。2012年开始鼓励可再生能源发电商进入市场销售，但并不强制要求。2017年竞争性招标实施以来，配套要求可再生能源必须进入电力市场销售。随着可再生能源比例进一步提高，德国能源转型面临的最大挑战是如何调整批发市场以保障未来电力供应的安全。2016年7月德国电力市场2.0的设立，是其中一项重要措施，这是德国自上世纪90年代引入改革以来最大的改革，基本内容是已经建立的电力市场机制将继续维持，同时增加一个容量备用机制，从而提供充足的容量和与可再生能源发展相适应的更低的成本。

对我国可再生能源发展的启示与相关政策建议

02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。

原标题：英、德可再生能源政策转型及其对我国的启示

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