【《可再生能源阶段性扶持政策交易机制研究》9100字（论文）】

可再生能源阶段性扶持政策交易机制研究目录TOC\o"1-3"\h\u681可再生能源阶段性扶持政策交易机制研究 1203761.1国外可再生能源扶持政策 2162931.1.1固定上网电价制度 2319081.1.2溢价电价补贴制度 4105311.1.3差额支付合同制度 562371.1.4可再生能源配额制 6202211.2中国可再生能源消纳责任权重制现状 7140491.3可再生能源扶持政策实施路径 8209521.4电力现货市场 10随着经济社会的不断发展，能源问题越来越成为人们普遍关注的话题，全球能源市场正经历着前所未有的变革。据估算，按照目前人类能源利用情况化石能源将在21世纪中期面临枯竭，以太阳能和风能为代表的可再生能源逐渐成为主流。世界各国在上个世纪就开始了对于促进可再生能源方案的设计，最主要采取的方式正是通过出台相关政策法规，在电力市场中直接或间接的形成对常规能源的限制和对可再生能源发电商的补贴。中国最早关注可再生能源的正式政策是2006年1月施行的《可再生能源法》，该政策在促进可再生能源的开发利用、实现可持续发展方面发挥了重要作用。2006年到2019年的13年时间里，中国风电累计装机容量从259万KW增长到1.1亿KW，光伏累计装机容量从8万KW到1.04亿KW，仅2019-2020年一年时间，新增风电7167万KW，新增光伏4820万KW，中国创造出当今为止最快的可再生能源发展速度。我国积极借鉴世界各发达国家的可再生能源扶持政策，在此基础上，形成了独具特色的政策体系。2017年1月18日发布的《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》规定，符合要求的每1MWh可再生能源发电量可获得一个绿证，将可再生能源电力的电力属性与环境属性剥离开来，使其环境影响货币化参与金融市场。为推动可再生能源消纳责任权重制尽快落实，国家能源局在2018年三月、九月、十一月三次广泛征求意见，最终于2019年5月正式下达《通知》。截至2021年4月10日，中国绿证交易平台累计核发风电证书23942070个，光电证书4062172个，累计交易风电证书73354个，光电证书171个，绿证自愿认购交易占比仅为0.26%。我国长期采用的是可再生能源固定上网电价制度，保证可再生能源能源发电机组实现平价上网，与煤电标杆上网电价之差由政府补贴，政府向用户收取可再生能源附加费进行费用分摊。固定上网电价极大促进了可再生能源的发展，但由于技术进步致使发电成本下降，可再生能源发电利润空间增大，装机规模发展超出预期，附加费收取调整跟不上补贴费用的提高，截至2020年，缺口以达到2000亿元。同时，各市场主体的消纳意愿不高，弃风弃光的问题依然严峻，政策亟待调整改进。本章总结了国外对可再生能源发展进行过深入研究实践的国家与地区的可再生能源扶持政策与改革历程，归纳其交易组织形式、交易品种、交易时序、市场准入准出规则、市场惩罚措施等，结合长三角区域可再生能源消纳情况，设计市场渐进发展方式及实施路径，可逐步将补贴压力转移到用电侧分担。1.1国外可再生能源扶持政策国外各个主要经济体的可再生能源扶持政策，按照具体规则、实施方案划分，主要可分为四种：固定上网电价制度、溢价电价补贴制度、差额支付合同制度、可再生能源配额制，以下内容对四类政策作详细说明。1.1.1固定上网电价制度固定上网电价制度是指可再生能源电力上网电价由政府单独给出，其与煤电标杆电价之间的差价由政府补贴。实施该制度的国家主要有德国、日本等，该政策规定对可再生能源电力优先保障收购，尽量全部上网。德国可再生能源主要分为《电力入网法》阶段和《可再生能源法案》两阶段。德国1991年颁布《电力入网法》，该法首次将上网电价引入德国，该法案归纳为三个基本的原则：“固定电价”、“全额收购”、“强制上网”，简单来说，该法案强制电网运营商遵循义务接收可再生能源发电并网，还要保障以固定的价格全额收购，将风电、水电的上网价格定为电力销售价格的90%，可再生能源电力上网价格与常规发电技术的成本差价由当地电网承担。该法案使得德国可再生能源飞速发展，1991年德国的风力发电装机容量更是以4.38GW一举超过美国，但该法案同样为各地区的公共事业单位带来了不小的补贴压力，沿海风电桩密集地区尤为严重，这导致了该法案在1991年生效后，经过1994年和1998年两次修改，最终于1999年废止。2000年，德国颁布《可再生能源法》（以下简称EEG），在进一步确立强制购电原则的同时，针对以上问题，提出可再生能源分类制定固定电价，按时降低的方案，明确固定电价降低时间表，规定由原来的当地电网承担补贴改为全国电网分摊成本，此后的第一次修订取消具备电力成本竞争能力清洁能源的价格优惠，规定发电商需承担部分固定成本，进一步缓解补贴压力；第二次修订取消了全额收购原则，改为有条件优先收购，同时建立了基于新增容量的固定上网电价调减机制，鼓励自发自用；第三次修订中明确根据不同的技术、安装和施工难度等进行差别定价；第四次修订首次提出了光伏发电的招标制度，重点推进光伏发电市场化，旨在将可再生能源发电带入自由市场；第五次修订标志着德国进入全面能源转型阶段，补贴由市场竞价决定，保证可再生能源高水平参与市场。德国在几次修订中有许多值得借鉴的思路：在控制发展规模方面，EEG-2014明确了风电、太阳能发电、生物质发电的增长速度控制范围，提高可预测性，加快新能源发电融入市场。其中：陆上风电每年新增装机净容量控制在250×104kW左右(净容量=新建容量-退役容量)；太阳能发电每年新建装机总容量控制在240×104~260×104kW；生物质发电每年新建装机总容量控制在10×104kW左右。在能源分类方面，EEG-2012明确规定了水电、生物质发电、沼气发电、风电、太阳能、地热发电等十多种可再生能源发电设备的具体上网电价，依据机组距离海岸远近和水深情况，对海上风电所享受较高初始电价的期限进行对应延长。此外，EEG还引入了一些巧妙的机制设计，例如，德国在陆上风电上网电价中引入了风电参考电量对比与补偿机制，当陆上风电机组发电量低于参考电量的150%时，每低于参考电量的0.75%，该陆上风电机组享受较高初始电价的期限便延长两个月，该机制保护了因不可控因素导致发电量较少风电机组长期享受高收益。德国经过几十年的政策调整，可再生能源发电得到了极大地发展。根据能源工业协会(BDEW)地数据，2020年可再生能源占总用电量的46.2%（图2-1），相较去年的44%有小幅度的增长，相较2018年的39%有明显增长。2020年，德国陆上风电占比增加了1.1%，海上风电占比增加了1%，太阳能光伏发电占比增加了1.4%，如图2-2、图2-3。图2-1德国2020年可再生能源电力贡献图2-2德国2020年各类型可再生能源装机容量及发电量图2-3德国2019年各类型可再生能源装机发电量对于可再生能源电力未来发展目标，德国早在2012年便提出了2020年之前可再生能源发电占比达35%，2030达到50%，2040年达到65%，2050年之前完成占比80%的目标，表明德国以可再生能源为中心的电力发展战略。图2-1展示的结果明，德国已超额完成2020年目标，按照预测曲线可以看出，德国已将2040年目标提前至2030年完成，德国的可再生能源发展处于领先地位。1.1.2溢价电价补贴制度溢价电价补贴制度是指政府在电力市场结算价格基础之上，对于可再生能源实际的发电量按照每1KWh给予固定的度电补贴，实施该制度的国家主要有西班牙、丹麦等，该政策下，可再生能源电力需要在电力市场中与常规能源电力竞价。西班牙实际上实行的是固定上网电价和溢价电价补贴制度的“双轨制”，由2004年颁布的《2004/436号皇家法令》确立，具体方式为可再生能源发电商可以在年底选择一种方式作为下一年的补贴方式，如果选择固定电价，电价水平将确定为平均参考销售电价的80%或90%，太阳能发电电价则为平均参考销售电价的300%及以上，体现出西班牙政府对于光伏发电的大力支持；如果选择溢价电价，电价水平为“溢价政府补贴+电力市场竞价”。电网企业必须按此电价水平收购电力，超出电网平均上网电价部分由国家补贴，政府补贴电价为平均参考销售电价的40%或50%，太阳能发电则为260%。西班牙也同德国一样，在改革过程中遇到了可再生能源发展迅速，补贴缺口逐渐拉大的问题。2009年实施的《1578/2008号皇家法令》大幅降低了光伏固定上网电价，设定了补贴总限额，规定了上网电价与光伏系统安装量、补贴限额的联动机制，控制光伏产业过热发展。2019年，西班牙通过了2021-2030年国家能源和气候综合计划，预计到2030年将西班牙的可再生能源装机提高到120GW，且大部分来自风电和光伏。该方案还提出，到2030年，温室气体的排放量将比1990年减少21%，能源效率提升39.6%，可再生能源发电占比达到74%。在2021年至2030年，启用的资金预计将会达到2360亿欧元，其中超过1250亿欧元将用于可再生能源和电网升级。至2030年，可再生能源份额需要从当前的17％上升至42％。据国际可再生能源署统计，西班牙截至2020年，可再生能源装机容量高达61.43GW，其中，风电装机容量为27.09GW，同比增长6.0%，占总装机容量43.39%，；光电装机容量为14.09GW，同比增长26.9%，占总装机容量21.57%；水电装机容量为20.11GW，同期持平，占总装机容量31.21%。图2-4展示了2014-2020年西班牙各类型可再生能源装机容量结构。图2-42014-2020年西班牙可再生能源装机容量分类统计1.1.3差额支付合同制度差额支付合同制度是指可再生能源发电商在参与电力市场交易之前，需要事先向政府提交项目信息和与其上网电价，通过竞标获得发电项目，若最终结算价格低于合约价，则政府给予补贴，反之，发电商需将超额部分归还政府。实施该制度的国家主要是英国，该制度中，可再生能源发电商实际得到的价格是签订成交的合同价。英国在2013年12月修订的《能源法》法案中引入了差额支付合同制，该制度从2015年开始实施，在2017年4月全面取代可再生能源义务证书制度。政策规定英国燃气和电力市场管制局（TheOfficeofGasandElectricityMarkets,Ofgem）定期举行行可再生能源新建项目匿名拍卖会，各个可再生能源发电投资者向Ofgem递交拟投产项目信息与上网电价报价等信息，Ofgem集中评估所有可再生能源项目的项目资质，并根据可再生能源专项补贴资金总量和各个项目报价得出拍卖结果，与投资者签订差额支付合约，期限15年，对每个通过的项目都有一个专属的上网电价，即合约电价。发电企业像平时一样经由电力市场出售电力产出参与竞价，如果最终电力市场结算电价低于合约电价，Ofgem对差值进行补贴，如果结算电价高于合约电价，可再生能源发电商需要将超额部分返还Ofgem。合同规定的执行价格是制度的核心内容，该价格决定了投资者的预期收益，过高或过低都无法体现政策优势，在2015年刚引入差额支付合同制度时，政府通过估计发电项目的均化成本，以此设定执行价格和补贴上限，在评估过程中，政府主要考虑发电技术、市场条件、政策考量等因素。差额支付合同制度可以通过电力市场出清结果动态决定可再生能源发电补贴，政府无需周期性的设置固定补贴金额，后者往往会存在补贴额度调整滞后于可再生能源发电成本下降，引起补贴缺口以及可再生能源发展过热。同时，该制度通过签订合同的方式，保障了可再生能源发电长期的收益，给予投资者收益中更大的确定性，降低了项目的政策成本，有利于吸引投资者进入可再生能源发电市场。1.1.4可再生能源配额制配额制是指政府通过一定的强制性手段，要求市场主体发电或者用电中必须有一定比例的电量来自可再生能源，实施该制度的国家主要有美国、澳大利亚等。可再生能源配额制按照责任主体分为两类：（1）发电侧作为责任主体，政府通过立法要求发电商年度总发电量中一定比例来源于可再生能源，同时对可再生能源发电商核发绿色电力证书（Renewableenergycertificate,REC），年度考核时要求发电商提交一定量的绿色电力证书（以下简称“绿证”），这就要求发电商通过自行投建可再生能源发电厂或购买绿证完成考核指标。（2）用电侧作为责任主体，政府通过立法根据电力用户年度总用电量设定年度配额量，同时对可再生能源发电商核发绿证，年度考核时要求电力用户配额账户拥有足量的配额量，力用户可以通过向可再生能源发电商购买绿证或者实际消纳可再生能源获取配额量。美国加利福尼亚州自2002年颁布《参议院1078号法案之后》，开始正式实施可再生能源配额制计划，目前加州主要由加州能源委员会与加州公用事业委员会（CUPC）负责可再生能源配额制政策制定与实施,具体分工为：加州能源委员会负责对公有电力公司实施可再生能源配额制、认证符合可再生能源配额制资格的可再生能源设施,设计和实施计量系统以跟踪和验证可再生能源配额制实施情况,而加州公用事业委员会负责对加州私营电力公司与分布式发电业主实施可再生能源配额制。按照可再生能源配额制的政策规定，指标只考虑州内消纳的可再生能源电量,外送电量不列入加州配额指标,但电力公司可以从州外购买可交易的可再生能源证书（只要发电类型符合加州可再生能源配额制资格要求）。允许被列入可再生能源配额制指标的发电类型包括：生物柴油发电、生物质能发电、管道式水电、沼气发电、使用可再生燃料的燃料电池、地热发电、大型水电（因提高效率引起的增量部分）、小水电（30MW及以下）、垃圾填埋气发电、城市固体废物发电（受限）、海浪能发电、海洋热能发电、潮汐能发电、光伏发电、太阳能热发电、风电。电力公司购买可再生能源配额制额度不足的处罚是5美分/（kW·h）,每年最高处罚2500万美元。表2-1加州各阶段配额指标及上下限比例现行阶段目标配额指标绿证上限实际消纳量下限2011~2013年末2014~2016年末2017~2020年末2020年后20%25%33%不低于33%25%15%10%10%50%65%75%75%为了激励责任主体兴建可再生能源发电项目，实际消纳可再生能源电力，加州对责任主体利用绿证完成年度配额指标的方式设置了比例上限，对于实际消纳可再生能源电力设置了比例下限，具体如表2-1所示。美国德克萨斯州是最早施行可再生能源配额制的州之一，配额制在德州获得了很大的成功，主要在于其良好周密的制度设计。除了周密的细节布局，德州还提供一系列的激励政策和保障性措施，如联邦的税收优惠政策、州财政补贴、绿色电力政策等，保证市场能充分满足消费者的需求，保障消费者的知情权。与美国加州相同，德州采用的是实际消纳量加提交足量绿证的方式来完成配额指标，不同的是，德州风电在短时期内得以迅速发展，政府评估其已能实现平价上网，因此对于风电机组不颁发证书。澳大利亚可再生能源配额制责任主体是电力用户，相比加州，澳大利亚规定责任主体需提交足量的绿证方可完成配额指标，为了促进小规模可再生能源发电产业的发展，澳大利亚将目标分为大规模可再生能源目标和小规模可再生能源计划两部分，证书被分为大规模发电证书（LGCs）和小规模技术证书（STCs）两种，责任主体有每年分别购买和提交一定数量这些证书的法定义务多样化的证书交易保证了澳大利亚可再生能源技术的多元化发展，为光伏发电、太阳能热水器、热泵等的安装提供了更大的支持。在澳大利亚的配额制施行过程中，并非将所有可再生能源均划入指标范围之内，而是确定了技术与资源均合格的可再生能源的种类，涉及太阳能、风能、海洋能、水力、地热能、生物质(沼气等)能。为充分通过市场手段来加快发展可再生能源，澳大利亚引进了可再生能源绿色交易证书系统，该系统是专为绿色证书进行交易而设置的市场，而绿色证书作为一个易于被公众确认的标志，代表某发电商生产一定量的可再生电力。绿色证书只发给完成配额目标之后超额部分的可再生能源电力，持有者可以在交易市场上出售，未完成配额目标的需求者可以购买绿色证书以完成配额，这一举措有利于鼓励可再生能源发电商在完成目标的基础上为获取更多利益而增加发电量，扩大投资。1.2中国可再生能源消纳责任权重制现状2019年5月国家发改委最新发布的《通知》基本确定可再生能源消纳责任权重制的基本框架，整理汇总如表2-2所示。《通知》规定消纳量的责任主体包括电网企业、配售电公司和电力用户、自备电厂企业，类似于美国德州的风电，我国目前水电已基本实现平价上网，甚至上网电价水平略低于煤电标杆上网电价，所以《通知》中明确要大力发展非水可再生能源，将消纳量种类分为总量消纳量和非水可再生能源消纳量单独进行考核，而成本较高的光热发电和生物质发电等仍延续固定上网电价制度，这一规定有效推动非水可再生能源发展。针对我国“弃风弃光”“省间壁垒”的多方面问题，《通知》政策设计中采用实际消纳量作为消纳责任权重完成主要方式，另外还有可通过购买超额消纳量以及绿证的方式补充完成，每完成1MWh可再生能源消纳可获得对应的1MWh消纳凭证，责任主体将优先选择并尽可能多地实际消纳可再生能源电力来完成消纳责任权重指标，促进风光电消纳问题的解决，调动各主体积极性。对于未完成指标的责任主体，政府将列入不良信用记录予以惩戒。表2-2中国可再生能源消纳责任权重制框架项目内容消纳量种类责任主体消纳责任权重指标依据消纳责任权重完成方式未完成指标惩罚绿证颁发对象可再生能源电力消纳总量和非水电可再生能源电力消纳量售电企业、电力用户年总用电量/售电量实际消纳量+绿证列入不良信用记录予以惩戒陆上风电、集中式光伏与可再生能源相辅相成的是我国的绿证制度，制度规定由国家可再生能源信息中心对负荷标准的1MWh可再生能源发电量颁发一个绿色电力证书，绿色电力证书是国家水规总院对发电侧每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的电子证书，是非水可再生能源发电量的官方确认和清洁属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证，目前国家仅面向陆上风电和非分布式光伏发电所生产的实际发电量发放，国家对相关非水可再生能源电价附加资金的补贴随着绿证的出售而消失。总结来看，绿证制度是完善可再生能源消纳责任权重制的重要保障，有利于促进可再生能源的消纳和降低国家的补贴压力，保证责任主体可以灵活的完成指标。1.3可再生能源扶持政策实施路径基于国际各个主要发达经济体国家的可再生能源扶持政策发展历程及现阶段运行的政策总结和分析，本文结合中国政策和长三角地区可再生能源发展现状，提出适用于中国可再生能源发展的阶段性扶持政策，具体主要分为四个阶段：（1）可再生能源扶持政策第一阶段建议保留当前固定上网电价制度，依据各个地区的可再生能源资源发展状况和发电成本结合当地燃煤机组标杆上网电价设定固定电价，原则上收购价格应当高于燃煤标杆上网电价，差额产生的补贴资金可以体现在电力用户的可再生能源附加电价。吸取国外各国固定上网电价的发展特点，政府应当定时根据可再生能源发电成本的降低程度周期性的更新固定上网电价，同步调整电力用户可再生能源附加费用，防止可再生能源发展过热引起“弃光”“弃风”现象。在可再生能源发电上网过程中宜采用全额保障消纳政策，在电力系统安全稳定运行的基础之上确保尽可能多地消纳可再生能源。（2）可再生能源扶持政策第二阶段引入可再生能源消纳责任权重制，采用可再生能源消纳责任权重制一期政策，具体内容如下：（a）承接上一阶段扶持政策，在评估各类可再生能源发电成本之后，将成本降低至拥有一定市场竞争能力地可再生能源发电类型纳入可再生能源消纳责任权重制体系中，未被纳入的发电类型沿用固定上网电价政策。（b）按照《通知》的文件要求，对责任主体实际消纳可再生能源电力发放对应的消纳凭证，并对责任主体设定年度消纳责任权重指标量。责任主体可通过实际消纳可再生能源电力来完成指标，一期模型中还设置超额消纳量、绿证交易以补充市场，赋予责任主体灵活可变的消纳责任权重完成方式。（c）针对不同发电类型向可再生能源实际发电量核发一定比例的绿证，对于承担可再生能源消纳责任权重指标的责任主体不再征收可再生能源电价附加费用。（3）可再生能源扶持政策第三阶段建议采用可再生能源消纳责任权重制二期政策，具体内容如下：（a）阶段可认为在上一阶段政策结束后，所有可再生能源成本已降至具有一定市场竞争能力，均可纳入可再生能源消纳责任权重制体系中，固定上网电价制度全面取消。（b）仍按《通知》要求，对责任主体设立年度消纳责任权重指标，取消超额消纳量交易，仅设置绿证市场，完成方式仅限于提交足量的绿证。（c）针对不同发电类型向可再生能源实际发电量核发一定比例的绿证。（4）可再生能源扶持政策第四阶段对可再生能源不再实施补贴政策，该阶段可认为在上一阶段结束后各类可再生能源发电成本继续降低，直至可再生能源已经可以实现平价上网并具备市场竞争力。可再生能源发展初期，由于技术不成熟，投资成本高昂，且可再生能源发电具备波动性和不确定性导致辅助服务需求强烈，预期收益难以估算，无疑提高了可再生能源发电的准入门槛，需要政府出台针对性、高补贴的激励政策吸引投资，固定上网电价补贴制度可以在市场初期吸引投资。随着可再生能源发电成本的不断降低和出力预测水平的提高，固定上网电价的调整滞后性及高额补贴资金缺口的弊端会逐步显露，此时应尽快进入可再生能源扶持政策第二阶段，改为采用可再生能