國外可再生能源發展經驗及其對我國相關扶持政策的啟示

丁峰，李曉剛，梁澤琪，吳敏，朱雨蕙，馮冬涵，周云

(1.國家電網有限公司華東分部，上海市 200120；2.電力傳輸與功率變換控制教育部重點實驗室(上海交通大學)，上海市 200240；3.長江電力銷售有限公司，上海市 200124)

0 引 言

隨著經濟社會的不斷發展，全球能源市場正經歷著前所未有的變革。據估算，按照目前人類能源利用情況，化石能源將在21世紀中期面臨枯竭，以太陽能和風能為代表的可再生能源逐漸成為主流。世界各國在20世紀就開始了對于促進可再生能源利用方案的設計，最主要采取的方式正是通過出臺相關政策法規，在電力市場中直接或間接地形成對常規能源的限制和對可再生能源發電商的補貼。中國最早關于可再生能源的正式政策是2006年1月施行的《中華人民共和國可再生能源法》，該政策在促進可再生能源的開發利用、實現可持續發展方面發揮了重要作用。2006年到2019年的13年時間里，中國風電累計裝機容量從259萬kW增長到2.1億kW，光伏累計裝機容量從8萬kW到2.04億kW，僅2019—2020年一年時間，新增風電7 167萬kW，新增光伏4 820萬kW，中國創造出迄今為止最快的可再生能源發展速度。

我國積極借鑒世界各發達國家的可再生能源扶持政策，形成了獨具特色的政策體系。根據規定，符合要求的每1 MW·h可再生能源發電量可獲得一個綠證，將可再生能源電力的電力屬性與環境屬性剝離開來，使其環境影響貨幣化參與金融市場。為推動可再生能源消納責任權重制盡快落實，國家能源局3次廣泛征求意見，最終于2019年5月正式下達《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》。截至2021年4月10日，中國綠證交易平臺累計核發風電證書23 942 070個，光電證書4 062 172個，累計交易風電證書73 354個，光電證書171個，綠證自愿認購交易占比僅為0.26%。

我國長期采用的是可再生能源固定上網電價制度，保證可再生能源發電機組實現平價上網，政府向用戶收取可再生能源附加費進行費用分攤。固定上網電價極大地促進了可再生能源的發展，但由于技術進步致使發電成本下降，可再生能源發電利潤空間增大，裝機規模發展超出預期，附加費收取調整跟不上補貼費用的提高，截至2020年，缺口已達到2 000億元。同時，各市場主體的消納意愿不高，棄風棄光的問題依然嚴峻，政策亟待調整改進。

部分學者目前已對國外可再生能源扶持政策的制定和發展進行了整理分析。目前世界上較為典型的政策大致可分為固定電價制、溢價電價補貼制、差額支付合同制和可再生能源配額制4種，文獻[1]和[2]以典型國家為例分析對比了固定電價制和可再生能源配額制的方式、效果等方面差異；文獻[3-4]在此基礎上，對溢價電價補貼制在丹麥等國的實踐進行了分析，還特別指出配額制作為我國扶持政策的發展方向，需要借鑒國外經驗不斷進行完善。文獻[5-6]對發達國家可再生能源配額制的實踐經驗進行了綜述，從目標制定、職責分工、證書交易等方面對我國發展可再生能源消納責任權重制提出建議；文獻[7]從英國的可再生能源政策的發展歷程出發，對我國配額制政策制定提出建議；文獻[8-11]介紹了美國加利福尼亞州所實施的配額制，從發展過程、成效、經驗教訓等方面提出了對我國的啟示；文獻[12]突出介紹了美國德克薩斯州的配額制經驗，提出對中國集中式風電消納的啟示和建議；文獻[13-14]對澳大利亞所實施的可再生能源配額制及其可再生能源證書輔助政策進行了介紹，從正反兩方面為我國可再生能源電力政策提出建議。以上文獻大部分對于各國家的政策發展進行了詳細地分析，較少對相關政策按照特點進行分類分析，且提出的啟示較少結合我國發展現狀。隨著我國雙碳目標的確定，可再生能源消納責任權重制需要更深入地發展以適應新的需要。

1 國外可再生能源補貼機制分析

1.1 德國固定上網電價機制

1.1.1 發展歷程

德國作為最早制定可再生能源政策的國家之一，采取不斷完善發展固定上網電價制度的方式[1-2]，該方式在20余年實踐中，對我國在內的諸多國家產生了巨大的影響。

1991年，《電力入網法》明確“強制入網”、“全部收購”、“規定電價”的三原則，并對這些可再生能源電力的上網價格做出了強制性規定，將風電、水電的上網價格定為電力銷售價格的90%，可再生能源電力上網價格與常規發電技術的成本差價由當地電網承擔。2000年頒布的《可再生能源法》進一步確定了強制購電的原則[3-4]。

此后德國針對《可再生能源法》進行了5次修訂：第1次修訂取消具備電力成本競爭能力清潔能源的價格優惠，規定發電商需承擔部分固定成本以緩解補貼壓力；第2次修訂取消了全額收購原則，改為有條件優先收購，建立新增容量的固定上網電價調減機制，鼓勵自發自用；第3次修訂中明確根據不同技術、施工難度等差別定價；第4次修訂首次提出了光伏發電的招標制度，重點推進光伏發電市場化，將可再生能源發電帶入自由市場；第5次修訂標志著德國進入全面能源轉型階段，補貼由市場競價決定，保證可再生能源高水平參與市場。

1.1.2 實施效果

德國的可再生能源發展非常迅速。在清潔能源裝機中，風電占據主導地位，在2001年到2007年保持世界風電裝機容量第1。2021年德國的總用電量約為5 618 億kW·h，總發電量為5 845 億kW·h，其中可再生能源在總發電量中的份額有極大的增長，從1991年的3.3%發展至2021年40.9%，可再生能源在國內總用電量中的份額從3.3%發展至42.4%。在發電量中，水電占到3.3%，光伏占到8.4%，風電占到20.1%，生物質能占到7.7%，可再生能源發展成果顯著。

德國經過政策調整，可再生能源發電得到了極大發展。根據能源工業協會的數據，如圖1所示，2020年可再生能源占總用電量的46%，相較去年的44%有小幅度的增長，相較2018年的39%有明顯增長。2020年德國陸上風電占比增加了2.1%，海上風電占比增加了1.0%，太陽能光伏發電占比增加了2.4%，如圖2所示。

圖1 德國2020年可再生能源電力占比[15]

圖2 德國2020年可再生能源容量及發電量[15]

1.2 西班牙固定電價和溢價電價雙軌機制

1.2.1 發展歷程

西班牙在長期的政策發展中，逐步形成獨特的固定上網電價和溢價電價補貼雙軌制。1997年，西班牙通過了《54號電力法》，規定裝機容量在50 MW以下的可再生能源發電系統適用于電力法；可再生能源發電企業直接向國家電力庫售電，不參與電力競價；對可再生能源電力實行特殊電價，保護可再生能源發電投資商的利益[16]。

1998年，西班牙頒布了《2818/1988號皇家法令》，設定系統電價附加額外浮動電價和固定電價兩種清潔能源上網電價方式。1999年，西班牙又制定了第1個國家級可再生能源發展計劃，規定到2010年，西班牙的可再生能源電力占比需要達到30%。

2004年，為了提高投資商積極性，西班牙規定了固定電價和溢價相結合的“雙軌制”，發電企業可在上年年底在固定電價模式和溢價電價模式之間任選其一持續一年。2010年，西班牙制定了《2011—2020年西班牙可再生能源國家行動計劃》。該計劃提出到2020年，可再生能源占最終能源消費總量的20.8%，可再生能源電力滿足總電力需求的39.0%[4]。2019年，西班牙計劃到2030年將西班牙的可再生能源裝機容量提高到120 GW，且主要來自風電和光伏，到2030年，可再生能源發電占比達到74%。

1.2.2 實施效果

西班牙風力發電自20世紀90年代中期開始高速增長。根據風電裝機容量的增長態勢，西班牙風電產業的發展可以分為3個階段。第1階段為1990—1996年，西班牙風電裝機容量起步發展至達到236 MW。第2階段為1997—2002年，西班牙風電迅速增長，裝機量從1996年底的236 MW增長至2002年底的5 026 MW。第3階段為2003—2010年的穩步增長階段。風電總裝機容量從2002年底的5 026 MW增長至2010年底的20 676 MW，增長了3倍。在增長率方面該產業基本保持著20%～40%的年均增長。

西班牙的太陽能光伏發電產業從1998年起逐漸發展。西班牙光伏太陽能發電產業主要經歷了3個發展階段：1998—2004年在政策影響下，逐年穩步增加裝機容量，年均增長保持在30%左右；2005—2008年在政府補貼計劃的刺激下，光伏產業迅猛發展，2008年一年光伏發電裝機容量增加近2 800 MW，實現了400%的增長；2009—2010年政府修改了先前的法案，大幅削減相應補貼，太陽能光伏發電產業發展速度放緩，在2009年僅增長了1%。

據國際可再生能源署統計，西班牙截至2020年，可再生能源裝機容量高達62.43 GW，其中，風電裝機容量為27.09 GW，同比增長6.0%，占總裝機容量43.39%；光伏裝機容量為14.09 GW，同比增長26.9%，占總裝機容量22.57%；水電裝機容量為20.11 GW，與同期持平，占總裝機容量32.21%。圖3展示了2014—2020年西班牙各類型可再生能源裝機容量結構。

圖3 2014—2020年西班牙可再生能源容量統計[17]

西班牙電網運營商西班牙電力公司提供的數據顯示，2021年11月，西班牙風電裝機容量為28 026.75 MW，占總裝機容量的24.9%，同比增長0.2%，所有可再生能源總和占當月總裝機容量55.4%，如表1所示。

表1 西班牙2021年11月電力裝機容量占比

1.3 丹麥電價補貼機制

1.3.1 發展歷程

丹麥是采用溢價電價補貼制度的典型國家，同樣是最早將市場化手段引入可再生能源補貼的國家之一。

1979年，丹麥通過了《供熱法案》，丹麥要求風電強制上網，電力公司支付部分并網成本，為了鼓勵風電的發展，丹麥政府對通過資質認證、投資風能的企業給予風機價格30%的補貼。1981年，丹麥政府通過了《可再生能源利用法案》，提出到2000年風電裝機要達到900 MW，滿足10%的電力需求。2008年，丹麥政府制訂了《促進可再生能源發展法令》(下稱《法令》)，并于2009年正式實施。自《法令》實施以來，丹麥可再生能源發展迅速[3]。

為促進風能快速發展，丹麥實行了電價補貼政策，即發電商最終得到的電價由市場電價及補貼兩部分構成：市場電價由國家電網公司依據其發電技術特性制定，補貼可根據市場電價靈活調整；補貼分為基本補貼與平衡成本補貼、“拆除證書”補貼兩種，后者通過拆除風機獲得，憑此建造風機時可獲得額外補貼[3]。

丹麥政府對可再生能源發展制定了明確的目標，2020年階段性實現化石能源消耗量相較1990年減少34%，可再生能源消費比重提高至35%，計劃到2030年，溫室氣體排放量相較1990年減少70%，并且到2050年實現化石能源的零依賴。

1.3.2 實施效果

自1990年以來，丹麥政策成效顯著，化石能源大幅減少，根據丹麥能源署年度能源統計，丹麥2020年能源消耗總量減少了7.9%，石油產品消費下降了15.6%，天然氣消費下降了19.9%，而煤和焦炭的使用下降了12.6%，從1990年至2020年整體下降了86.9%。丹麥CO2排放大幅下降，與2019年相比，丹麥能源消費實際CO2排放量下降了15.8%，相較1990年下降了41.5%。

丹麥光伏、風能發展迅速，2020年丹麥光伏總裝機容量為1 304 MW，風電廠總數約為6 217座，總裝機容量從1990年的326 MW增長至6 259 MW，相較2019年風電廠數量減少14座，但規模增加了157 MW，同比增長2.6%。自2000年以來，499 kW以下小型風力渦輪機減少1 473臺，2 MW以上大型風力渦輪機增加1 293臺，丹麥風電整體朝著數量減少、規模增長的趨勢發展。

自1990年以來，煤炭在丹麥電力生產的主導地位逐漸下降，從1990年的91.3%下降至2020年8.7%。在可再生能源快速發展和能源利用效率不斷提升的共同作用下，20世紀90年代以來，在經濟增長的情況下，丹麥一次能源消費總量基本保持不變，特別是在1996年達到峰值(2 490萬t油當量)后，呈下降趨勢，平均每年下降1.5%。2017年，CO2排放量為3 650萬t，比歷史最高值(1996年7 910萬t)下降53.9%，已經實現了經濟增長與碳排放和能耗的脫鉤[18]。

2 國外典型配額制特征分析

2.1 英國可再生能源配額制

英國在多年的經驗積累中，從可再生能源配額制逐步發展到了差額支付合同制度，探索出一條長期穩定的發展道路。

2.1.1 電網及電源結構特點

截止2020年底，英國總裝機容量為7 581萬kW，全社會用電量為3 300億kW·h。英國各種發電機組中占比最高的是燃氣聯合循環機組，燃氣聯合循環機組3 188萬kW，占45.9%，決定了電力商品供應的流動性和靈活性，為英國市場將電能作為普通商品交易的市場特征奠定了基礎[19]。

英國是歐洲能源資源最豐富的國家。2020年，英國終端能源消費達到1.28億t當量油，其中可再生能源消費量達160萬t當量油，生物能源占29.2%，風能占56.0%，太陽能占9.8%。光伏發電裝機容量達到13 462 MW，風力發電裝機容量達到24 485 MW。

2.1.2 發展歷程

在引入可再生能源義務之前，非化石燃料義務(non-fossil fuel obligation，NFFO)、NI NFFO和蘇格蘭可再生能源義務是英國政府可再生能源政策的主要工具[5]，NFFO作為1989年電力法案的一部分而建立，要求電力供應公司保證電力供應中有一定比例的非化石燃料能源。可再生能源產能通過簽訂高價合同來確保，合同價格由總價和特定技術溢價組成。

2002年之后，英國采用可再生能源義務制度[20]，該政策要求電力供應商每年需購買一定量的可再生能源，主要針對大規模可再生能源電力項目，小規模可再生能源電力項目采用固定上網電價進行補貼。可再生能源義務政策旨在通過市場競爭降低可再生能源價格。對于沒有達到可再生能源證書持有標準的公司，必須繳納足量的罰金。

2013年英國“能源法”引入差額支付合同制，成交的可再生能源發電商與政府簽訂差價合約，差價合約的發電方可獲得發電成本和參考價格之間的差額，市場價格與合約參考價格之間的差額由政府補齊或扣除。可再生能源發放的補貼數額取決于市場動態，補貼更加合理。同時減少價格波動的風險，提供更大的收入確定性和穩定性[7]。

2020年12月，英國為2050年實現凈零排放設定路線，確定到2030年新建40 GW的海上風電，在2030年實現脫碳電力系統，并于2024年逐步淘汰煤電產能。

2.1.3 實施效果

英國最初采用的“非化石燃料義務政策”與可再生能源配額制有著共同的基本思想，但是在具體執行方式的設計上過早引入了市場競爭機制，在可再生能源發展初期，可再生能源發電商投入了大量的資金卻因為市場競爭機制而無法支撐后續的投產。

隨后施行的“可再生能源義務制”，將市場手段和政府強制性措施結合，政府確保可再生能源產能，市場決定可再生能源補貼價格，英國相對成熟的電力市場機制確保發電側、售電側、用電側主體充分地競爭，為配額主體完成義務提供了多種選擇。

從政策設計上看，英國推出的可再生能源分層制度為可再生能源提供了政策支持，提高在市場競爭中的優勢從而推動其發展。從政策效果來看，2020年英國全國電力的43%來自風能、太陽能等可再生能源，風電的電力占比為24%，太陽能在可再生能源組合中的占比為28%。

在罰金機制下，各企業充分衡量證書與罰金機會成本，從而決定自己的參與策略，導致證書價格的波動和炒作，又因為缺乏證書市場競爭機制，可再生能源發電項目成本居高不下。考慮以上因素，英國政府最終采用了差額支付合同制，引入固定上網電價制度，增加了補貼政策的長期性和穩定性[7]。

2.2 美國加州可再生能源配額制

加州是美國最早實施配額制的州之一，并且擁有遠大的配額目標，但最終的實施效果卻未能達到預期，其背后的發展經驗對我國發展可再生能源具有一定的意義。

2.2.1 電網及電源結構特點

目前，美國加州大約67%的能源需要從州外進口，其中，原油進口比例為62%、天然氣進口比例為88%、電力進口比例為29%。加州的私營電力公司和公有電力公司，分別供應加州約75%與25%的電力[8]。

截至2020年底，加州發電總裝機容量達到80 305 MW，其中具有靈活調節能力的燃氣、抽水蓄能裝機占比達到77.6%。加州風電裝機在全美位居第4位，太陽能光伏發電裝機容量位居全美第1。2020年，加州州內發電量占到供電量的70%，進口電量占加州供電量約30%。從全州范圍來看，天然氣發電占比最高，達到48.4%，州內煤電發電量占比僅0.2%，可再生能源發電量占比為33.4%(其中，太陽能光伏發電量占比最高，達到15.4%)。

2.2.2 發展歷程

截止2019年1月，美國已有29個州、華盛頓哥倫比亞特區及3個領地實施了配額制并制定了強制性的目標[21-22]，其中，加州是美國第1個實施配額制的州[6]，其提出的2020年33%的可再生能源配額制目標是美國最為激進的。

2002年加州引入可再生能源配額制，制定到2017年清潔能源在整個能源構成中占比超過20%的目標，2006年，加州將20%的目標提前至2010年完成，并于2011年設定2020年的目標為占比33%[23]。SB 350法案將加州的可再生電力采購目標從2020年的33%提高到2030年的50%，這一目標將增加對太陽能、風能、生物質能、地熱能等可再生能源配額制認證資源的使用。

配額主體可以通過3種方式獲得可再生能源證書：1)自身可再生能源發電；2)購入可再生能源電力；3)參與可再生能源證書交易購得。加州公共事業委員會核對義務對象給出的可再生能源證書量和配額量。加州政策允許當年超額可再生能源證書轉撥至次年之后使用，且可再生能源證書來源不限于州內可再生能源發電設備，購入州外符合證書認定標準的可再生能源電力同樣可獲得可再生能源證書[9-10]。可再生能源配額制下，利用可再生能源證書交易的可再生能源電力收購，通常追求經濟性，但加州按可再生能源證書交易完成配額的收購設立認可比率上限[11]。

2.2.3 實施效果

2003—2010年，上網可再生能源電力發展緩慢，州內可再生能源電力僅增長了2 087 MW，2010年可再生能源電力比例(不含大水電)僅為18%，未實現制定的20%目標，加州公共事業委員會將其歸結為電力傳輸困難、發放許可存在問題以及開發商的經驗不足。此外，加州配額機制設計本身同樣存在諸多問題。

1)管理機構職能沖突。

加州可再生能源證書的認證機構與交易監管機構彼此職能沖突，配額制實施過程中造成了可再生能源認證失敗、證書重復計算的問題，客觀上減弱了對配額制的監管效果，降低了市場效能[24]。

2)處罰方式實施不足。

加州針對配額制出臺了配套處罰方式，未完成目標受到5美分/(kW·h)的罰款。在實施過程中，加州公共事業委員會未對未完成配額的發電企業進行罰款，無法發揮監管作用，相應市場難以正常運轉。

經過多年的調整，加州在2020年最終完成了當年度設定的可再生能源消納目標，可再生能源電力在總供電量中占比33.1%。

2.3 美國德州可再生能源配額制

德州同樣是美國最早實施配額制的州之一，其長期的配額制度發展歷程為美國其他州的配額制發展提供了借鑒，是配額制實施的成功案例。

2.3.1 電網及電源結構特點

德克薩斯州電力可靠性委員會(Energy Reliability Council of Texas，ERCOT)控制范圍涵蓋德州2 600萬的用戶(占總負荷比例為90%)。據2020年ERCOT年報統計，德州電網的高壓輸電線路達到76 834 km以上，年度最高負荷為7 437 萬kW，超過75%的負荷(800萬的終端用戶)在零售市場上具有選擇權。ERCOT市場的年度用電量達到3 819 億kW·h，其中燃氣機組發電1 737.65 億kW·h，煤電機組電量683.60 億kW·h，風電機組電量870.73 億kW·h，核電機組電量416.27 億kW·h。

ERCOT市場的燃氣機組電量、容量占比在45.5%左右，在滿足系統調峰、備用等輔助服務方面具有明顯的優勢。由于電源側機組可調容量不斷增加，且在一定范圍內實施了需求側響應，ERCOT市場近年來接納的風電容量不斷增加，截至2020年，風電裝機容量達到2 497 萬kW。

2.3.2 發展歷程

1999年，德州公用事業委員會通過了電力結構調整法，確立了該州可再生能源配額制政策，提出2009年、2015年的階段性目標，并設定了2025年1 000 萬kW的可再生能源產能目標。

為了區分風能和非風能可再生能源，德州公用事業委員會2008年之后對每個非風能可再生能源證書授予“合規溢價”，有效提高了非風能可再生能源發電的價值。每個項目參與者有一個可再生能源證書帳戶，可再生能源證書可以存入3年，所有新增可再生能源都具有至少10年的證書補償，以彌補過剩市場成本。德州配額制目標完成度較高，在2009年超過了2025年的目標，2020年的可再生能源容量超過29 087 MW，其中24 970 MW是風電裝機容量。

德州風電發展迅速，但是因為德州風力資源分布與負荷中心、風力強勁期與消費高峰期相反，德州風電面臨大規模消納困難的問題。為此，德州設立了5個競爭性可再生能源區，大規模建設輸電線路，同時大力發展儲能技術，推行能源需求管理和智能電網技術，平衡可再生能源的短期波動[25-26]。

2.3.3 實施效果

相較其他州，配額制在德州取得了十分顯著的效果[12]，其一，德州配額制擁有較為完備的配套政策，設立了稅收優惠政策、證書彈性機制等，并提供了多種綠色電力市場產品，也保障了市場信息的公開透明；其二，德州配額制有明確的監督運行機制，整個綠證交易系統的運行由ERCOT負責，電力零售商和發電商需定期向項目管理員匯報其可再生能源發電量。

配額制使得可再生能源在德州實現了長足發展，極大地改變了德州產能現狀，拉動了整個產業的發展。德州可再生能源的發展不是單純地提高可再生能源消納，而是同時實現可再生能源技術的發展，降低了可再生能源建設成本，創造了更多的綠色價值。

德州風電飛速增長的同時，也暴露出市場化手段發展可再生能源的一些弊端。2021年德州因天氣原因致使電價飆升，最終導致了電力供應嚴重不足引發大停電事故。因此，促進可再生能源發展的同時，還應關注到能源波動性與不確定性，健全相關價格管控機制與風險舉措，協調發展配套產業并提高電網韌性為可再生能源發電提供保障。

2.4 澳大利亞可再生能源配額制

澳大利亞是較早實施配額制的國家之一，其獨特的可再生能源目標分類對于我國不同類型可再生能源的發展具有一定的借鑒意義。

2.4.1 電網及電源結構特點

澳大利亞有超過850 000 km的配電網和45 000 km的輸電網運行，澳大利亞國家電網跨越總長度約5 000 km，是世界上最長的電網之一。澳大利亞煤炭資源豐富，發電部門以燃煤發電為主，目前澳大利亞總裝機容量約為58.24 GW，其中大型燃煤電站裝機容量約23.05 GW，占39.58%；大型燃氣電站裝機容量為10.97 GW，占18.83%；由大型水電、風電、光伏和生物質能電站構成的可再生能源裝機容量共計22.58 GW，占總裝機容量的38.77%。

在澳大利亞電力供應狀況中，光伏發電從2010年起步到如今的占比20%發展迅速，其中，小規模太陽能項目的總裝機容量僅次于燃煤發電，屋頂太陽能光伏已經成為澳大利亞全國發電量第2的行業部門，截至2021年8月，其裝機容量已經達到14.7 GW，并且仍將持續發展。

2.4.2 發展歷程

澳大利亞可再生能源配額制最初起步于2000年的《可再生能源(電力)法》，規定了風能、水能等可再生能源的強制性標準和發展措施，明確到2010年可再生能源發電量增至9 500 GW·h的目標，占全國總發電量的12%，同時規定了可再生能源證書產生、認定、交易等整個過程，經許可的可再生能源發電商在一年內超過可再生能源基準線的每MW·h電力可獲得1單位證書，存在配額義務的電力批發商、零售商需要在年底上交足量證書。如果責任實體未能完成指標，需支付可再生能源短缺費用。

2009年，澳大利亞修改法案于2010年執行，修正案將可再生能源證書分為大規模發電證書和小規模技術證書兩種，大規模發電證書針對的是認證的可再生能源發電技術，小規模證書針對未經認證的屋頂太陽能電池板、太陽能熱水器、小型風能或水力系統，義務主體每年需提交一定量的兩種證書[13]。預計在之后幾年，大規模發電證書市場價值將大幅下降，可再生能源目標方案于2030年底完成[14]。

2.4.3 實施效果

自2001年起，配額制極大地促進了可再生能源產業的發展，激勵了可再生能源領域的商業投資。

2006年，澳大利亞強制性可再生能源目標已被完成，澳大利亞可再生能源增長了11%，高于歐洲的9.4%。2010年底，澳大利亞可再生能源裝機容量已經達到總容量的20%，其中水電占比16%，風電占比4%。2018年澳大利亞就完成了原定于2020年20%的可再生能源發展目標，2020全年共生產了62 917 GW·h的可再生能源，占到了總發電量的27.7%。

配額制幫助澳大利亞完成了可再生能源的發展目標，促進了不同種類可再生能源的發展，但是高比例可再生能源對于電網運行帶來極大的不穩定性，在澳大利亞國家電力市場中負電價的出現頻率逐步上升，加速燃煤機組退出市場的同時造成了棄風棄光的現象。

2.5 國外典型可再生能源配額制對比分析

配額制相較其他補貼機制能進一步推動可再生能源的發展，將補貼壓力經由電力市場轉移到享受可再生能源正外部性的電力用戶身上，同時引入電力市場競爭推動可再生能源發電廠商尋求技術創新以降低發電成本。英國、美國、澳大利亞是目前國際上配額制實施情況較好的3個國家，在配額制責任主體選擇上它們都選擇了用電側的市場主體作為配額制的責任主體，完善的電力市場制度和價格傳導機制是售電公司或電力零售商承擔配額制義務的重要保證，在配額完成方式上英國和澳大利亞采取提交足量綠證方式完成，而美國加州和德克薩斯州則是實際消納量加上綠證對應配額。前者做到了將補貼壓力全部轉移至用電側，可再生能源發電商的收益為電力市場售電收益加上綠證市場出售綠證收益，故可再生能源電力在電力市場中可以申報較低價格保證發電量，同時獲取足量的綠證在綠證市場中出售獲取收益。后者配額完成方式中包含實際消納量，通過配額制提高可再生能源電力的環境屬性價值，保證可再生能源電力相比普通電力在電力市場中更具有競爭力，有利于解決可再生能源電力的消納問題。在對未達到配額指標的責任主體的懲罰方式上，這幾個國家和地區都選擇了繳納罰金，這一方式可以起到限制綠證市場價格的作用，當綠證價格高于罰金時責任主體可以選擇繳納罰金方式完成配額。表2對4個國家或地區進行了整理對比[27]。

表2 部分國家和地區配額制內容[27]

2.6 中國可再生能源消納責任權重制現狀

目前我國已確定可再生能源消納責任權重制的體系，整理匯總如表3所示。

表3 中國可再生能源消納責任權重制框架

現有政策中消納量的責任主體包括電網企業、配售電公司和電力用戶、自備電廠企業，類似于美國德州的風電，我國目前水電已基本實現平價上網，甚至上網電價水平略低于煤電標桿上網電價，所以制度明確要大力發展非水可再生能源，將消納量種類分為總量消納量和非水可再生能源消納量單獨進行考核，而成本較高的光熱發電和生物質發電等仍延續固定上網電價制度，這一規定有效推動非水可再生能源發展。針對我國“棄風棄光”“省間壁壘”的多方面問題，政策設計中采用實際消納量作為消納責任權重完成主要方式，另外還可通過購買超額消納量以及綠證的方式補充完成，每完成1 MW·h可再生能源消納可獲得對應的1 MW·h消納憑證，責任主體將優先選擇并盡可能多地實際消納可再生能源電力來完成消納責任權重指標，促進風光電消納問題的解決，調動各主體積極性。對于未完成指標的責任主體，政府將列入不良信用記錄予以懲戒。目前國家已明確各地到2030年間的消納責任權重，內蒙古、河南、寧夏、安徽、廣西、福建、陜西、上海等省、市、自治區已相繼出臺可再生能源消納保障方案，上海市也已初步形成上海市消納量市場交易規則。

與可再生能源消納責任權重制相輔相成的是我國的綠證制度，制度規定由國家可再生能源信息中心對負荷標準的1 MW·h可再生能源發電量頒發一個綠色電力證書，綠色電力證書是水利部水利水電規劃設計總院對發電側每MW·h非水可再生能源上網電量頒發的電子證書，目前國家僅面向陸上風電和非分布式光伏發電所生產的實際發電量發放，國家對相關非水可再生能源電價附加資金的補貼隨著綠證的出售而消失。

2021年，我國開展綠色電力交易試點工作，綠色電力交易是以綠色電力產品為標的物的電力中長期交易，用以滿足發電企業、售電企業、電力用戶等市場主體出售、購買、消費綠色電力需求，并提供相應的綠色電力消費認證發電企業主體，綠電交易結算結果影響電力用戶獲得的綠證數量。總結來看，綠證制度是完善可再生能源消納責任權重制的重要保障，有利于促進可再生能源的消納和降低國家的補貼壓力，保證責任主體可以靈活地完成指標。

3 可再生能源消納市場體系建議

3.1 疏通價格傳導機制

各市場主體參與市場的主要因素是價格，我國現階段圍繞可再生能源消納已形成綠電市場、現貨市場、消納量市場、綠證市場的多市場體系架構，促進可再生能源消納需要疏通各個市場間可再生能源電力的價格傳導機制。從國外建設經驗來看，不同國家具有不同國情，因此相應的價格機制也會不同，不適合國情的價格機制會導致消費者為促進可再生能源消納所額外支付的費用無法傳遞至可再生能源機組。可再生能源在現貨市場中邊際價格較低，有很好的競爭力，但因其出力存在波動性，可再生能源參與市場存在價格風險。因此，用戶消納量可在綠電市場交易中形成，平抑價格波動并且充分體現綠色環境價值，該消納量依據實際發電量進行調整。同時，實際多發電量形成綠證，可再生能源發電商可憑此參與綠證市場，保證全電量享受綠色補貼。

3.2 做好補貼方式銜接

我國過去長期實行固定電價補貼制度，對可再生能源電力按照標桿電價補貼，雖極大程度上激勵了可再生能源發展，但是隨著裝機容量快速增長，補貼缺口逐年擴大，我國由此轉入“配額制+綠證”的補貼機制。政策初期，綠證價格可采用固定補貼價格作為參考依據，一定程度上保證對于可再生能源發展的促進作用，無補貼綠證價格設置應明顯高于有補貼綠證價格。隨著補貼機制的過渡，綠證價格應更多反映市場需求，充分發揮市場的價格發現作用，反映供需關系，脫離固定補貼鉗制。在充分競爭、平等開放的市場下，綠證價格一定會隨著裝機容量的增長而逐步下降，平價項目綠證占比提高。

3.3 完善相關配套機制

為保證配額制順利實施，其他的配套機制也是不可或缺的。例如美國等國建立了諸多彈性機制，規定義務補足或者調和期，允許未完成配額要求的發電商3個月內通過購買證書補足，完成配額目標或有剩余綠證的發電商可以出售證書。除此之外，還允許證書儲蓄等可再生能源證書儲蓄方式，零售商可以延后一年甚至幾年彌補虧空證書，配額主體可以使用更多靈活的策略完成義務，促使證書市場更為活躍。再如，很多國家都采用了可再生能源分類機制，美國對部分高成本但前景廣闊的可再生能源給予高比例的證書，澳大利亞直接將可再生能源證書分為大規模證書和小規模證書，為光伏發電、太陽能熱水器等提供了更大支持。目前我國對于監管處罰的具體措施、配額逾期的補償方式、跨區域證書認定方式等都尚待完善，需要充分借鑒發達國家的配套機制，利用數據支撐找出發展規模，結合我國實際制定政策，更好地服務我國配額制施行。

3.4 接軌國際體系標準

綠證已在國際上得到了普遍認可和應用，世界上已有超過20個國家實施綠證制度，因各國能源稟賦不同、電力體制差異等原因，國際貿易中體現綠證價值面臨一定困難。2021年3月，歐盟議會通過“碳邊境調整機制”(carbon border adjustment mechanism，CBAM)決議，將從2023年起對歐盟進口部分商品征收碳關稅，綠證是抵扣碳稅的重要方式，我國現有的綠證體系難以與國際接軌，出口型企業未來或將面臨高額的碳稅支出。為避免此類情況發生，我國需充分借鑒歐盟CBAM規定以及相關碳定價政策，實現綠證的全過程溯源，同時積極推進平價綠證發展。除此之外，綠證應與碳排放建立聯系，統籌規劃消納量市場、綠證市場、碳市場，更好地體現新能源的綠色價值，接軌國際標準。

4 結 語

本文綜述了國外4種典型可再生能源補貼政策及其典型國家發展機制，并且著重分析了配額制在4個主要國家或地區的應用。在此基礎上，從疏通價格傳導機制、做好補貼方式銜接、完善相關配套機制、接軌國際體系標準4個方面，提出了對于我國可再生能源消納責任權重制建設發展的建議，為我國可再生能源的發展提供借鑒。