电力体制改革框架下可再生能源电价补贴机制研究-报告3-终版-中文.pdf

能源基金会支持项目 G1602-24284 报告 三 电力体制改革框架下可再生能源 电价补贴形成机制研究 （ 终 稿） 项目名称 电力体制改革框架下可再生能源电价及补贴形成机制研究 项目 来源 能源基金会 项目承担单位 国家发展改革委能源研究所 国网能源研究院 报告完成单位 国家发展改革委能源研究所 国家可再生能源中心 报告完成时间 2017 年 3 月项目名称 电力体制改革框架下可再生能源电价及补贴形成机制研究 项目来源 能源基金会 项目指导单位 国家发展改革委价格司 国家能源局新能源司 项目承担单位 国家发展改革委能源研究所 国网能源研究院 项目负责人 时璟丽 李琼慧 主要研究人员 陶 冶 高 虎 袁婧婷 王红芳 樊丽娟 杭 宇 郭晓雄 王彩霞 雷雪姣 李梓仟 报告一 可再生能源电价改革方向分析 完成单位 国家发展改革委能源研究所 ，国家可再生能源中心 执笔人 时璟丽 陶 冶 高 虎 报告二 可再生 能源 参与 电力 市场 模式 研究 完成单位 国网能源研究院新能源所 执笔人 雷雪姣 王彩霞 李琼慧 李梓仟 报告三 电力体制改革框架下可再生能源电价补贴形成机制研究 完成单位 国家发展改革委能源研究所 ，国家可再生能源中心 执笔人 时璟丽 高 虎 王红芳 袁婧婷 樊丽娟 杭 宇 郭晓雄 I 目 录 一、国外电力市场化机制下可再生能源补贴机制分析 1 （一）电价和补贴机制特点和应用 . 1 1、固定电价机制 2 2、固定补贴机制 3 3、净电表机制 4 4、招标电价机制 4 5、配额和绿色证书机制 5 （二）德国电价补贴机制转型分析 . 6 1、可再生能源固定电价机制转向市场竞争补贴机制 6 2、固定电价机制 7 3、市场溢价机制 9 4、发展规模和电价下降幅度挂钩机制 9 5、招标拍卖政策 10 6、光伏发电招标实施情况 12 （三）英国电价补贴机制转型分析 . 14 1、可再生能源义务制度 14 2、电费征收控制框架（ LCF） 18 3、差价合约机制 18 4、机制转型比较 20 （四）美国税收抵扣政策和绿色证书机制 . 20 1、生产税抵扣政策 21 2、投资税抵扣政策 22 3、可再生能源配额制和绿色电力证书制度 22 （五）电价补贴机制转型趋势分析 . 23 （六）电价补贴机制转型启示 . 24 二、可再生能源固定电价转型定 额补贴机制研究 26 （一）定额补贴机制涵义 . 26 II （二）与固定电价机制比较 . 27 （三）目的和原则 . 27 （四）框架和方式 . 27 （五）实施路径 . 29 1、增量项目补贴水平确定方式建议 29 2、存量项目补贴水平确定方式建议 30 （六）定额补贴水平方案 . 32 1、分资源区电价需求测算 32 2、分地区定额补贴需求测算 34 三、可再生能源招标定价机制研究 37 （一）作用和可能效果 . 37 （二）光伏领跑技术基地招标评价 . 38 （三）实施路径 . 40 四、可再生能源绿色证书交易机制研究 41 （一）概念和涵义 . 41 （二）建立及实施的基础 . 41 （三）框架思路 . 42 （四）绿色证书价格测算 . 43 1、绿色证书价格测算边界条件 43 2、绿色证书价格测算方案和结果 43 （五）实施经济性影响 . 46 1、发电企业作为配额责任主体受到的经济性影响 46 2、售电企业作为配额责任主体对电力用户的经济性影响 48 （六）与其他机制衔接 . 48 1、与可再生能源电价补贴机制以及全额保障性收购制度的衔接 48 2、与碳交易制度的衔接 50 五、可再生能源电价补贴机制转型路径 54 参考文献 56 1 一、 国外电力市场化机制下可再生能源补贴机制分析 近年来随着能源安全、气候变化问题的日益突出，各国发展可再生能源、建立可持续能源体系的意愿不断增强，以欧盟为代表的发达经济体，在本世纪头十年实现了可再生能源的规模化发展，以 中 国、印度、南非、巴西等国家为代表的发展中国家大国和 新兴经济体，近几年也后来居上，成为推动可再生能源发展的新生力量。随着可再生能源技术不断进步和成本显著下降，可再生能源经济性显现，竞争力增强，应用范围和规模不断扩大，主要市场从过去的以欧美集中市场为主，扩展到大部分发达国家和数十个发展中国家。 对于可再生能源电力， 实践证明，诸多国家采用的 多样化的电价和补贴政策是促进其发展非常有效的政策 。 本章首先对国际上主流的五大类可再生能源电价机制的特点和适用性进行了比较分析，其后选择可再生能源发展程度好并且采用不同电价机制政 策的典型国家（德国、英国、美国），介绍其政策机制特点和实施效果，尤其是分析了近两年这些典型国家的 电价 机制调整甚至变革的动因、内涵和实施情况，进而 总结得出 国际可再生能源电价支持机制的发展趋势以及对我国的启示。 （一） 电价和补贴 机制 特点 和应用 无论是国际经验还是国内 实践，在化石能源外部性成本尚未纳入成本核算和电价形成 机制 的情况下，针对可再生能源实施上网电价或电价补贴政策，是促进可再生能源市场并进而带动全产业链发展的最有效的手段，是支持可再生能源电力发展的核心和基石性政策。 到 2015 年底，全球有 146 个国家出台了促进可再生能源发展的政策 1， 有 100 多个国家对可再生能源采用不同类型的经济政策，总体看，虽然可再生能源电价和补贴政策表现形式不同，但大多数国家均考虑了以下几个 原则 ，一是为实现可再生能源电力发展目标提供保障，二是考虑可再生能源环境 和外部性 效益，以不同政策体现对可再生能源电力发展的支持，三是通过政策和机制的调整促进可再生能源技术进步和成本降低，逐步增强可再生能源电力产品的竞争性。 1REN21, Renewable 2016 Global Status Report 2 从电价和补贴机制表现形式上说， 不同国家采用的政策 机制 有所差异，但 主要有 五 大类固定电价 （ Fit-in-Tariff，简称 FIT） 、固定（溢价） 补贴 （ Fit-in-Premium，简称 FIP） 、 净电表制 （ Net Metering） 、 招标电价 （ Tendering） 、市场电价 即 配额和绿色证书 制度 （ Green Certificate） ， 这些价格机制和政策各有特点，在各国的实施中也取得了不同程度的效果。 从数量上看，固定电价和固定（溢价）补贴应用最为普遍， 2015年在 全球 范围内实施固定电价或 固定 补贴 政策 的国家有 75个，此外 固定电价或固定补贴政策 还在 6 个国家的 35 个州应用 ； 招标 定价 方式 应用日益普遍， 2015 年有 64 个国家对可再生能源项目采用 招标 电价方式 ； 净电表制在 50 余个国家和地区施行。可再生能源配额和绿色证书机制则主要在美国、英国、澳大利亚、韩国等国家实施。许多国家采用两种及以上的电价和补贴政策。 图 1-12015 年 全球 可再生能源发电政策及分布 （资料来源 Renewable 2016 Global Status Report） 1、固定电价 机制 固定电价政策 即按照各类可再生能源发电的标准成本，直接明确规定各类可再生能源电力的 上网 价格，电网企业必须按照这样的价格向可再生能源发电企业支付费用。其 主要特点是能够保证可再生能源 发电 项目稳定的收益， 有利于 吸引各类 社会资本进入到可再生能源领域。固定电价政策一般期限在 15-25 年，对促进可再生能源发电规模化发展起到了重要推动作用。 其 优势是项目的投资收益可以预期，固定电价的价格下调较为规律，投资风险可控， 但相应的缺陷是 在电价调整前后，会引起市场投资规模波动性变化，引发 “抢装潮 ”、 “末班车 ”等现象。3 从市场投资者角度看，固定电价政策是对投资最为有利的一种政策。固定电价的调整也可以在一定程度上反映技术进步的水平。以德国为例，德国每年参考技术进步等其他因素公布最新的可 再生能源电价，针对技术成本下降快的技术，如光伏发电，其电价调整比其他技术更频繁，从 2012 年的 20-30 欧分 /千瓦时连续下调到 2015 年的 9 欧分 /千瓦时左右，风电电价也略有下降，而水电、生物质能等可再生能源 技术的电价水平基本没有变化。许多国家在实施固定电价政策的同时，一般同时要求电网必须优先收购可再生能源发电。 在特殊情况下，固定电价政策也可能存在一定的弊端。固定电价政策本质上是政府干预市场的行为，如果 某项 可再生能源技术成本在短时间内变化大，固定电价水平调整 可能 具有时间的滞后性，难以及时反映可再生能源技术进 步 和 真实成本，就会给 开发 企业 形成 巨大的利益空间，造成短时间投资过热、可再生能源发展政策激励 过度、可再生能源市场 过快增长的情况，对电力系统运行和补贴需求等产生更大的压力。以德国为例，由于 2010-2012 年光伏 发电 固定电价水平调整的滞后，促使德国光伏 发电 市场迅速增长，年均新增装机在 750 万千瓦左右 ，超过政策预期（德国 2020 年光伏发电发展目标是累计装机 5170 万千瓦） ， 也造成费用分摊水平迅速上升， 迫使其后德国不断提升可再生能源电价附加标准，2013 年高达 5.28 欧分 /千瓦时， 2014 年涨到 6.24 欧分 /千瓦时，占德国 终端 民用电价的四分之一左右。 2、固定补贴 机制 固定补贴 政策（溢价电价机制），既考虑了可再生能源发电的实际成本情况和价格政策需求，又与电力市场的电力竞价挂钩 ， 是在 电力 市场价格的基础上 给予可再生能源相应的电价补贴，市场溢价补贴水平固定不变。这种补贴方式的特点是政府补贴规模较为稳定，补贴规模可以预测并且便于统筹管理 ，但如果电力市场总体价格水平在较短时期内波动较大的情况下，需要对固定或溢价补贴 水平 做及时的调整 。对于投资企业来说， 固定补贴机制下， 整体项目收益将受到电力市场价格波动的影响，投资风险的不可 控以及对未来电力市场价格的预期会在一定程度上影响企业投资决策。 4 3、净电表 机制 净电表制可以看作 是一种特殊的溢价电价政策。它适用于屋顶光伏系统、中小型风电等分布式电源，而不适用于大型风电、生物质发电、 大型 光伏电站和 光热发电等。主要是用安装可以反转的双向电流表，实现净电流计量电量的方式。例如，如果在建筑屋顶安装了光伏发电系统，白天有可能光伏 发电 系统所发电力超过建筑物用电，则剩余电力上网，晚上光伏 发电 系统无电力输出，则建筑物使用来自 于 电网的电力。采用净电表 制 ，相当于按照电力最终用户的销售电价确定可再生能源电价，如果套用溢价电价政策，在这种情况下，溢价为零。 如果电力系统在用户侧采用的电价是分时电价，则净电表制还可能存在隐性的 由 电网 企业向 小型发电系统和用户的收益转移。 净电表 制 在日本和美国一些州被普遍采用，日本 在上世纪九十年代以及2005-2010 年 成功推广光伏 发电屋顶计划 ，采用的就是 初 投资补贴和净电表 制 相结合的 组合政策 。此外，美国的一些州采用 可避免成本的计算方式，确定可再生能源电价。由于可避免成本是相对常规能源确定，因此不同可再生能源技术得到的电价一样。也是溢价为零的方式。但是，可避免成本 政策 与净电表 制也存在差别 ， 即 可避免成本方式不仅可以适用与接入配电网的中小型分布式可再生能源电源，也适用于接入输电网的大型可再生能源电源。 近年来，随着分布式可再生能源系统尤其是屋顶光伏发电成本下降，分布式光伏 发电 在美国应用越来越普遍，电网 企业 为分布式光伏 发电 承担的费用也在增加，加州等 部分州 在考虑调整或废除净电表制。 4、招标电价机制 招标电价机制是当前不少可再生 能源 处于 规模化发展 阶段的 国家电价政策改革方向。 随着可再生能源规模的不断扩大，一些国家为了保障电力市场平稳的结构转型，开始调整可再生能源发电扶持政策， 以 降低可再生能源电价 和 补贴 水平 ，从固定电价 机制 逐步转变为招标电价 机制 。 2014 年 全球 有 60 个国家采用了招标 电价 机制， 2015 年又新增了 4 个国家。 可再生能源规模化发展阶段的招标电价与可再生能源市场起步示范阶段的招标电价有明显的区别，规模化发展阶段的招标电价 机制 有大量的实践经验和历史数据做基础，其目的主要在两个方面，5 一是通过招标适度控制可再生能源发展规模，使可再生能源发电的建设和布局与配套基础设施、与电力需求 和 电源替代目标相匹配，实现有序发展，二是降低电价水平，通过招标方式降低可再生能源电价补贴，促进技术进步和地区间均衡发展。招标电价可以视作一种更为灵活的固定电价政策。 招标电价 机制近年来 逐渐在多个国家和地区开始实施，如德国、印度、智利、巴西、阿联酋等，英国的差价合约制度实质上也 是 招标 电价 。实践表明，招标 电价 机制可以有效降低可再生能源上网电价，保证和控制可再生能源发展规模，降低度电补贴需求，控制总体补贴资金需求。以巴西 为例， 2009 年的风电招标电价折合人民币约 0.4 元 /千瓦时，到 2014 年降到约 0.27 元 /千瓦时 ， 2016 年 巴西风电和光伏 发电 招标平均价格比政府预期的上网电价下降了 15。 2015 年，阿联酋光伏发电招标电价最低降到 5.8 美分 /千瓦时（约合人民币 0.38 元 /千瓦时），2016 年一个光伏 发电 招标项目 的 电价 更是低 至 2.99 美分 /千瓦时 ，具有 明显的竞争优势。 2016 年智利的招标电价水平为，光伏 发电 2.91 美分 /千瓦时，风电 3.81美分 /千瓦时，光热 6.3 美分 /千瓦时，气电、煤电、水电为 4.7-6.0 美分 /千瓦时，光 热 发电 6.3 美分 /千瓦时，地热发电 6.6 美分 /千瓦时，光伏 发电 和风电已经成为最有经济竞争力的电源 ，水电、光热发电、地热发电等其他可再生能源发电与气电 、煤电等化石能源发电的电价差距也逐渐缩小 。根据既往招标结果，招标 机制总是可以获得比 政策 预期更低的 电价 ，从而降低补贴资金 需求总量 ，可再生能源招标 电价机制有可能成为未来电价政策的主流。 5、 配额和绿色证书 机制 配额制电价的形成过程是通过强制配额（即要求能源企业在生产或销售常规电力的同时，必须生产或销售规定比例的可再生能源电量）和交易制度（政府按照 可再生能源 电量对企业 核发绿色 电力 交易证书，绿色 电力 交易证书可以在能源企业间买卖，价格由市场决定），发挥市场自身的调节作用，达到提升可再生能源电力产品价格的目的。此时的可再生能源电价为上网电价与绿色 电力 交易证书的价格之和。对未完成强制配额的企业，政府一般会设定予以惩罚的额度。 在电网侧实施配额制电价机制的一个重要前提条件是完全市场化的充分竞争的电力市场，配额制主要在澳大利亚、英国、意大利、日本等国家以及美国的6 大部分州，此外我国台湾地区实施了发电侧的配额制度。一般情况下，政府制定的对未完成强制配额的企业要求缴纳相应费用的 额度，往往成为可再生能源电力交易成本的上限。例如英国 实施的可再生能源义务（ RO）制度， 2016 年 要求 电网企业 单位兆瓦时供电需要提供 0.348 个 可再生能源义务证书（ ROC） ，每个 ROC买断价格为 44.77 英镑，即 电网企业 每兆瓦时供电中 ROC 成本为 15.58 英镑，而对于陆上风电来说， 1 兆瓦时电力相当于 0.9 个 ROC，即 1 兆瓦时陆上风电可以获得的最高证书收益为 40.29 英镑，如果再考虑实际收益为证书最高收益的 90-95，陆上风电实际出售证书的收益一般在 36-39 英镑 /兆瓦时 。 政府确定的可再生能源配额指标和实际 可再生能源发展规模之间的匹配关系会直接影响绿色 电力交易 证书的价格。英国在其 RO 制度中通过设立略高于实际发展水平的义务额度指标以及合适的 ROC 买断价格，基本保障了 ROC 市场价格的相对稳定性， 美国则由于部分州设立的配额指标与可再生能源实际发展水平不甚匹配，近年来可再生能源绿色 电力交易 证书价格迅速下降，在风电较多的地区，风电的长期电网 购电合同 （ PPA） 价格为 3-5 美分 /千瓦时，联邦生产税返还制度可以使风电得到 2.3 美分 /千瓦时的收益，绿色 电力交易 证书价格由于市场供过于求，价格 从 2010 年前的 3-5 美分 /千瓦时，降低 至 1 美分 /千瓦时以下。 （二）德国电价补贴机制转型分析 德国在既往十几年来一直引领世界可再生能源的发展，尤其是在 2000-2012年，其提出的以可再生能源为主的能源转型战略也使其成为 欧洲乃至 世界可再生能源的领跑者。德国可再生能源的持续稳定发展与其适应可再生能源不同发展阶段需求、相对持续稳定的法律、规划、经济、并网等 政策 密切相关，尤其是已成为全球典范的可再生能源固定电价政策， 不仅 促进了德国 本国 可再生能源的起步、成长和成熟发展，也成为世界许多国家 （包括 中国 ） 发展可再生能源的样本。 自2015 年开始，根据可再生能源发 展情况、能源转型需求以及其电力和能源系统特点，德国开始尝试变革可再生能源 电价机制。 1、 可再生能源固定电价机制转向市场竞争补贴机制 德国建立了市场化的电价机制， 2000 年后，为了支持可再生能源电力发展，7 德国以可再生能源法 EEG的形式，逐步建立了基于成熟电力市场的分类可再生能源固定电价机制，极大促进了各类可再生能源电力的发展。 随着可再生能源应用规模扩大，欧盟对 其 成员国提出逐步将可再生能源推向市场的要求，德国也根据可再生能源电力发展情况，不断调整可再生能源电价机制， EEG 在 2004、 2009、 2012、 2014、 2016 年经历了 5 次大的调整 。 在 2014 年的调整中，考虑可再生能源技术成本下降及补贴总额增加电力用户负担等因素，德国可再生能源定价机制开始由固定电价 （ FIT） 向市场溢价 （ Market Premium）和可再生能源项目规模拍卖试点 （ Auction） 转变。 德国在 2015 年底提出在 2016 年对 EEG 进行第 5 次改革，本次改革重点是全面推行可再生能源项目规模拍卖。 2016年 6月，德国公布了新一轮修订的 EEG，并将于 2017 年 1 月生效实施。 图 1-2 德国可再生能源电价机制演变 （资料来源德国国际合作机构 GIZ） 2、 固定电价机制 2000年开始实施的 EEG奠定了固定电价机制作为德国推动可再生能源发展的主体激励政策的地位。在政策的有效激励下，德国风电和光伏发电累计装机量分别从 2000年的 610 万千瓦和 7.6万千瓦，增加到 2014年的 3920万千瓦和 3820万千瓦，发电量也由 95 亿千瓦时和 6000 万千瓦时 ， 增长到 546 亿千瓦时和 349亿千瓦时。 考虑到可再生能源发电技术特别是光伏发电技术进步及成本下降因素以及可再生能源规模迅速扩张带来的庞大 电价 补贴资金需求压力，德国不断调整固定电 价水平。表 1-1 列出了 2014EEG 中规定的各类可再生能源发电技术固定电价水平。 固定电价2000固定电价市场溢价2012 固定电价市场溢价拍卖试点2014 全面推行招标拍卖20168 表 1-1 2014 德国可再生能源法 规定的可再生能源发电技术固定电价水平 技术种类 固定电价（欧 分 /千瓦时） 下调条件说明 风电 陆上 6-9（按风场当地风资源） 2016 年开始每三个月下调 0.4 海上 19/15/4（按离岸距离及海水深度） 前 8 年 /随后逐步降低 生物质 6-24（按技术种类） 2016 年开始每月下调 0.5 光伏 9-13（按发电规模） 2014 年 9 月开始每月下调 0.5 水电 4-13（按发电规模） 每年下调 0.5 （资料来源 德国可再生能源法（ 2014 版） ） 由于 光伏发电成 本下降迅速，德国 对 光伏发电 的 电价调整频次和幅度也是最高的。相较于光伏发电 ，风电固定电价水平则变化很小，且在 2009 年出现调高风电固定电价 的情况。以下就 德国 光伏发电固定电价水平调整做简要分析。 在较高水平的固定电价政策激励下，德国光伏 发电 市场在 2013 年之前保持全球 领先，尤其突出的 2010-2012 年，年新增装机超过 700 万千瓦。 2009 年后，全球光伏 发电 产品价格实现了大幅度下降，多晶硅组件价格从 2009 年的 4.3 美元 /瓦左右直降到 2012 年 0.9 美元 /瓦左右，同期德国的光伏 发电 电价水平也进行了大幅度调整 ， 从 2008 年的 40-50 欧分 /千瓦时 降至 2012 年的 22.07 欧分 /千瓦时（大型地面电站）和 21.56-28.74 欧分 /千瓦时 （建筑光伏系统），并增加了 光伏发电电价 调整频率 ， 从 2009 之前的 每 二年调整一次，增加到一年调整一次， 2012年开始又增加到半年调整一次，采用了根据 光伏发电 发展 规模确定电价下降 幅度比例的政策。 尽管如此， 总体上， 光伏发电 电价降低幅度 还是 滞后于产业变化，使德国光伏 发点 装机在此期间爆发式增长。一方面新增装机量大，另一方面即使在每半年一次调整时间节点的情况下，在各时间节点也出现了明显的 “抢装潮 ”、“末班车 ”现象。 自 2014 年 9 月，德国又增加了 光伏发电 电价调整频率，改为每月一调，装机 “末班车 ”效应不再显现。同时新增装机自 2013 年逐年下降，但更主要的原因在于电价水平较低 和 项目选址难度增加。 由于新增装机低于 政策 预期目标，未达到每月折减标准， 2015 年 9 月开始，德国光伏 发电 上网电价水平不再调整（ 保持在 8.53-12.31 欧 分 /千瓦时 ，光伏发电系统规模越大，电价水平越低 ），但今 后如果建筑光伏 发电 市场规模增大，则又9 可启动电价下调。地面 光伏 电站则全面转向招标机制。 固定电价政策作为德国可再生能源规模发展初期的主体激励政策功不可没。但是，在成熟的电力市场背景下，由于固定电价水平难以及时 反映 市场和发电成本情况，并且政策调整时效性和灵活性有限，使得德国开始更多地考虑 电价 补贴的合理性及经济性，因而转向以发挥电力市场作用为主 、 鼓励竞争 、 优化可再生能源补贴方式 的新机制 。 图 1-32001-2015 年 德国光伏 发电 市场新增规模 （资料来源 国家可再生能源中心 2016 国际可再生能源发展报告 ） 3、 市场溢价机制 为了鼓励可再生能源参与 电力 市场，自 2012 年德国对光伏发电开始探索实施市场溢价机制。 2014 年版 EEG 将市场溢价机制的适用范围进一步扩大，根据规定， 2016 年前投运的 500 千瓦及以上的可再生能源发电项目、 2016 年及以后投运的 100 千瓦及以上的可再生能源发电项目均适用市场溢价机制。 德国的 市场溢价是指当月各类可再生能源发电技术固定电价与当月电源向电网平均售电价格之差，即可再生能源发电企业的收入包括两部分，一是在电力市场中的直接售电收入，二是市场溢价补贴。 4、 发展规模和电价下降幅度挂钩机制 为了引导光伏发电市场以科学合理规模发展，缓解光伏发电补贴需求快速增长带来的 费用分摊 资金压力， 2012 年版 EEG 在光伏发电领域率先引入了 “规模总量控制 ”（ deployment corridor）政策，即为每季度发展规模设定上限及下限，当实际发展规模超过设定上限时，固定电价下降幅度变大；反之，当实际发展规10 模低于设定下限时，固定电价下降幅度缩小。可再生能源发展规模和与固定电价下降幅度直接挂钩。 2014 年版 EEG 将 “规模总量控制 ”的适用范围由光伏发电扩展到全部可再生能源发电技术，具体是陆上风电和光伏发电每年新 增基本规模 分别为 290 万千瓦和 250 万千瓦。 图 1-42000-2015 年 德国可再生能源电价附加水平 及构成 （资料来源德国国际合作机构 GIZ） 通过实施市场溢价机制及规模总量控制政策，德国可再生能源 发电 尤其是光伏发电市场进入到平稳发展状态，最直观的表现是 自 2013 年德国光伏发电一改2009-2012 年井喷式发展，进入相对平稳发展阶段。从电力用户角度看，光伏 发电 发展增速放缓使可再生能源 电价 补贴 资金 总额增幅减小， 2013 年后德国居民电价及工业电价分别维持在 29 欧分 /千瓦时和 11.75 欧分 /千瓦时左右，没有明显大幅上涨。 5、 招标拍卖政策 为了顺应欧盟委员会建立以市场为基础的可再生能源支持机制目标和要求，更好地控制可再生能源发展规模并提高德国乃至欧洲电力供应安全，德国 在2016 年版 EEG 中改革 固定电价政策，认为可再生能源发电已经是成熟技术，新的机制将为稳定成本和适应能源转型创造条件。结合规模总量控制 原则 ，新的11 EEG 拟全面转向可再生能源规模招标拍卖制度。 1 兆瓦以下项目仍采取固定电价政策，以保证小型可再生能源发电项目开发企业 的利益。 2014 年版 EEG 中就已经对大型地面光伏 发电 项目实施招标拍卖试点，并于2015-2016 年完成 六 轮招标，效果良好。结合光伏招标试点经验，即将于 2017 年全面 实施的可再生能源电价招标体系主要规定如下  德国联邦网络管理局负责管理可再生能源规模招标，招标总量符合其在2010 年公布的能源转型方案中提出的 2020、 2030、 2050 可再生能源份额目标，以及光伏 发电 在 2020 年达到 5170 万千瓦的目标  2017 年开始，每年对陆上风电和 地面 光伏 发电 项目进行 3-4 轮招标；竞标企业需缴纳一定保证金，确保竞标有效性；陆上风电项目 竞标成功后获得的电价权益不得转让，光伏 发电 项目如转让电价权益则补贴额将相应下调  拍卖遵循 “按报价费用 ”原则  竞标成功项目将持续享有 20 年竞标 电价 补贴费率 各类 可再生能源技术招标方案细则见表 1-2。 根据预期， 80以上的可再生能源电力都应该参与竞标，其中陆上风电和光伏发电是核心和主力。此外，对海上风电的激励也将通过招标机制降低成本。但是对于不同 可再生能源 技术类别，招标机制有所区别，如海上风电和建筑光伏 发电 的招标流程将有很大不同。招标面向 德国 全国范围，所有 发电企业 都有公平参与竞争的机会。 表 1-2 德国各类可再生能源招标政策情况 技术种类 光伏 发电 陆上风电 海上风电 其他 适用范围 大于 1 兆瓦的全部地面及屋顶项目 通过联邦污染物排放法案要求的项目 2021 年开始投运的项目 生物质、水电、地热及垃圾填埋气等发电项目由于相对缺乏竞争性，不在竞标范围内 年招标轮数 3 2017 年 3 次，2018 年 4 次 2021-2024 年 2次 /年 年总量控制规模 250 万千瓦 290 万千瓦 到 2025 年 1100万千瓦 12 年招标规模 50 万千瓦 200 万千瓦 80 万千瓦 （资料来源 根据德国国际合作机构 GIZ 提供资料整理 ） 根据德国经济事务与能源部在 2016 年 2 月发布的 2016 可再生能源法修订要点报告，目前德国国内对全面推行可再生能源规模招标拍卖制度给予高度评价，认为这一制度是完全建立在欧洲自由电力市场上的可再生能源 电价 补贴制度，是可借鉴的可再生能源创新激励机制。通过将可再生能源完全推向市场，一方面可更准确地 反映 市场需求及发电成本，另一方面减轻可再生能源补贴资金压力和负担，符合德国一贯遵循的补贴成本有效性原则 。 6、 光伏发电招标实施情况 招标机制于 2015 年率先在大型地面光伏发电 领域 付诸实施，效果良好。2015 年进行了三轮招标， 2016 年 4 月公布了第四轮招标结果，第五轮 和第六轮招标在 2016 年 8 月 和 12 月 完成。 六 轮招标竞争激烈。许多发电 企业 参与了招标，一些小型发电企业也成功中标。在第三轮招标中，民间团体和社会团体等非专业发电 企业 参与度最广，部分成功中标。 六 轮招标的中标 电价 不断下降。 2015 年 4 月的第一轮招标中，联邦网络管理局共收到 170 份标书，总装机容量 71.5 万千瓦，部分标书由于格式不符合规定被淘汰，符合要求的光伏电站总装机容量达到 68.1 万千瓦，为计划招标总量（ 15 万千瓦）的四倍 多。最终共有 25 个项目中标，总装机容量 15.7 万千瓦。60以上的中标项目装机规模大于 5 兆瓦。中标项目中，最低投标价为 8.48 欧分 /千瓦时，最高为 9.43 欧分 /千瓦时，中标项目电价的平均值高于 EEG 规定的2015 年光伏电站固定电价水平（ 9.02 欧分 /千瓦时）。 由于竞争激烈， 2015 年 8 月完成的第二轮招标和 2015 年 12 月进行的第三轮招标中，中标价格下降较为显著，平均约 8 欧分 /千瓦时 。 在 2016 年 4 月完成的 第四轮 招标中，德国政府部门确定了 8 欧分 /千瓦时的目标价位，并且为了避免前几轮超低价投标的情况（由于规 定中标企业将得到基于所有中标项目中最高中标电价的统一上网电价，不少企业报出超低电价，如第二轮中出现了 1 欧分 /千瓦时的投标电价），自第四轮取消了统一 的 “出清 ”13 电价 政策 。尽管政策调整，中标价格仍继续下行，为 6.94-7.68 欧分 /千瓦时，平均 7.41 欧分 /千瓦时。 第四轮 中标项目共 21 个，总装机 12.8 万千瓦。 2016 年 8 月 和 12 月 德国完成了 第五轮 和第六轮 招标，中标电价 稳步降低，平均电价 分别 为 7.23 欧分 /千瓦时 和 6.9 欧分 /千瓦时 ，并且中标项目的电价水平相差不大，如第六轮中标的 27 个项目，最低中标电价为 6.26 欧分 /千瓦时，最高电价为 7.17 欧分 /千瓦时 。 表 1-3 近期德国大型光伏电站电价水平 政策 招标 /中标 装机（万千瓦） 电价（欧分 /千瓦时） 2014 年大型地面光伏电站固定电价 9.41 2015 年大型地面光伏电站固定电价 9.02（ 1 月）、 8.53（ 9-12月） 第一轮招标（ 2015 年 4 月） 15/15.7 8.48-9.43 第二轮招标（ 2015 年 8 月） 15/15.97 1-10.98 第三轮招标（ 2015 年 12 月） 约 8.0 第四轮（ 2016 年 4 月） 12.5/12.8 6.94-7.68（平均 7.41） 第五轮（ 2016 年 8 月） 12.5/13.0 平均 7.23 第六轮（ 2016 年 12 月） 15/16.2554 6.26-7.17（ 平均 6.90） （资料来源 根据德国 光伏发电招标 资料整理 ） 德国研究机构分析，后续中标电价降低的主要 原因 是竞争过于激烈， 如2015 年的三轮招标中， 首轮中标电价可能更准确地反映 2015 年当年光伏 发电企业和光伏发电项目 的电价需求， 也 表明 EEG 的光伏 发电 固定电价水平已经定得过低，按照这一电价水平，许多项目可能已经无法盈利。通过招标方法确定电价水平和补贴可能反映 出 可再生能源真实的生产成本，为更灵活地调整电价和补贴水平提供依据。 另外，从第四轮招标情况看，由于取消了统一 “出清 ”电价 政策 ，超低电价投标情况避免了，但企业为了得到项目，适度压低利润率情况仍可能存在，使总体 投标和中标 电价水平仍走低 ，并且第五轮 和第六轮 中标电价又有所下降 。 这也大体反映了 2016 年 不同时期 光伏 发电 企业对电价的需求，较 2015 年有一定程度 的下降 。 14 （三 ） 英国 电价补贴机制转型分析 为促进可再生能源发展，英国最早在上世纪末实施了 “非化石能源义务 ”（ NFFO） 制度，即对可再生能源项目实施招标机制 ，来发现项目价格 需求 、降低成本。由于起步早，行业发展很不成熟，最后由于昂贵的管理成本及较高的项目流标率， NFFO 制度逐渐退出。 2002 年，英国 开始 实施 “可再生能源义务 ”（ RO） 制度，通过对供电 /电网企业 规定每年供电量中一定的可再生能源比例，建立稳定的市场需求，并对无法完成要求的供电 企业 实施罚款，来达到鼓励发展可再生能源的目的。 2011 年后，英国开始调整支持可再生能源电价机制， 由 单一的 RO 制度逐步转变为 多种制度并存（包括 RO 制度、小型发电项目固定电价制度、差价合约（ CfD）制度 ） ， 2016 年 RO 制度逐步退出， 2017年前大型可再生能源发电项目可在 RO 和 CfD 之间任选其一，其后大型可再生能源发电项目均采用 CfD 机制。 1、 可再生能源义务制度 2002 年英国开始实施可再生能源义务 制度 。该制度规定 供电 /电网企业 供电结构中必须有一定 比例或者一定量 的可再生能源电力。可再生能源发电企业按照规定的证书兑换计量方式获得可再生能源义务证书（ ROC），并出售给 供电 /电网企业 。具体程序是首先由英国能源与气候变化部（ DECC）在每年 10 月1 日前公布下一年电力供应商的 RO 指标（即单位兆瓦时售电所需 ROC 证书数量）；英国 燃气和电力监管办公室 （ Ofgem）再根据发电企业所发可再生能源电量 ， 按照既定的兑换计量标准给予其一定数量 ROC 证书；发电企业在卖电给 供电 企业的同时出售 ROC 证书，并在批发电价的基础上获得出售 ROC 的收益 2；供电 企业根据其供电量以及 RO 指标呈交所需数量的 ROC 证书；无法呈交足够数量 ROC 证书的 供电 企业需要按照 “证书买断价格 ”（ Buyout-Price）购买差额部分。 在 RO 机制实施之初，每类 可再生能源 技术发出的电都 能 获得同样的证书，但考虑到各类技术的成熟度不同，成本也差异较大，未来发展的潜力也不一22027 年前 ROC 价格由发电企业与供电 企业 协商决定； 2027-2037 年将由政府决定买断价格。 15 样，英国自 2009 年引入了 “分类 ”政策，不同 可再生能源 技术发出同样数量的电，得到的证书数量是不同的， 其 目的是为了 对 技术创新、未来发展潜力大的可再生能源 技术 予以更大的支持 ，对相对成熟技术的支持力度 则 下降。 ROC 证书 兑换计量方式见表 1-4， 如 2016 财年 1 兆瓦时陆上风电和地面光伏 电站 可分别获得 0.9 和 1.2 个 ROC，按 44.77 英镑 /ROC 证书买断价格 3，折合 40.29 英镑 /兆瓦时 和 53.72 英镑 /兆瓦时。 表 1-4 英国 可再生能源义务证书兑换计量 4（格式第一行） 2013 前 2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 水电 1 0.7 0.7 0.7 0.7 建筑光伏 2 1.7 1.6 1.5 1.4 地面光伏 2 1.6 1.4 1.3 1.2 陆上风电（ ROC/兆瓦时） 1 0.9 0.9 0.9 0.9 海上风电 ROC/兆瓦时 2 2 2 1.9 1.8 地热能 2 2 2 1.9 1.8 波浪及潮汐能 2 2 2 2 2 （资料来源英国 燃气和电力监管办公室 Ofgem，） 英国 单位供电量 的 ROC 数量要求（相当于配额指标要求） 在逐年 提高，ROC 证书 市场价格也随之上涨 ， ROC 证书买断价格也有所增加 。到 2016 年，供电企业 单位兆瓦时供电需要提供 0.348 个 ROC，每个 ROC 买断价格为 44.77英镑，即电力公司每兆瓦时供电中 ROC 成本为 15.58 英镑。 表 1-5 英国 单位兆瓦时发电 ROC 义务及买断价格 5 时间 ROC 义务（ ROCs