中国可再生能源政策演化、效果评估与未来展望

涂强 莫建雷 范英

摘要 发展可再生能源已成为中国能源转型及减缓气候变化的关键途径。2006年《可再生能源法》实施至今，中国可再生发展取得举世瞩目成绩。然而可再生能源在中国整个能源结构中的占比仍然偏低，其未来可持续发展仍面临挑战，如可再生能源发展资金缺口持续扩大，可再生能源电力消纳仍然面临一定障碍。在未来新的发展背景下，有必要对中国可再生能源政策进行系统的评估和总结，进一步探讨未来可再生能源政策的优化方案。本文首先对中国2005—2019年可再生能源政策的发展历程及演化路径进行总结梳理，基于不同时期的发展特点及面临的主要矛盾将中国可再生能源政策历程划分为四个阶段;然后在综述相关研究基础上，对中国可再生能源政策的实施效果进行评估，包括政策有效性、政策成本、技术进步等。结果表明，中国过去十年的可再生能源政策对促进可再生能源快速发展是积极有效的，而促进可再生能源发展的政策成本仍然有进一步下降的空间;另外，虽然中国可再生能源发电成本下降显著，然而基于历史经验的技术进步率仍然不足以支撑实现中国2020年平价上网的目标，未来需要进一步推动可再生能源技术的进步和发电成本的下降。结合当前及未来中国可再生能源发展所处阶段的特点及面临挑战，我们提出进一步完善中国可再生能源政策以促进可再生能源持续稳定发展的政策建议，一是完善可再生能源绿色电力证书交易制度，增强可再生能源发展的内生激励并降低政策实施成本;二是建立储能技术市场机制，为减少弃电以及推动可再生能源消纳提供政策支持;三是推进碳金融体系建设，为可再生能源发展提供新的融资来源并降低发电成本。

关键词 可再生能源政策;演化路径;效果评估

作为全球最大一次能源消费国和碳排放国，中国面临严峻碳减排压力，尤其是中国能源消费结构中化石能源占比较高[1]，发展可再生能源已成为能源转型及减缓气候变化的关键途径。然而由于可再生能源较传统能源成本较高且开发利用技术难度较大，政策支持对于可再生能源发展利用尤为重要。中国可再生能源政策体系在加快可再生能源开发中发挥了重要作用[2]，尤其是自2005年《可再生能源法》实施以来，中国出台了100多项政策推动可再生能源发展，并取得了显著成效。尽管如此，中国可再生能源发展仍面临一定的障碍。具体来看，虽然近年来中国可再生能源发展迅速，但其在整个能源结构中的比例仍然偏低;另外随着可再生能源消费的不断增长，2015年以来，中国可再生能源补贴缺口持续扩大，而可再生能源资源丰富的“三北”地区同时面临严重弃风、弃光的双重压力[3]。在此背景下，评估中国可再生能源政策对于可再生能源持续发展的政策效果并探讨未来可再生能源政策的优化方案具有重要的理论和现实意义。本文首先对中国2005年至2019年可再生能源政策的发展历程及演化路径进行总结梳理，并基于不同时期的发展特点及面临的矛盾问题将中国可再生能源政策历程划分为不同阶段;进一步在综述相关研究的基础上，对中国可再生能源政策的实施效果进行评估，包括政策有效性、政策成本以及技术进步等;结合当前及未来中国可再生能源发展所处阶段的特点及面临挑战，提出进一步完善中国可再生能源政策以促进可再生能源持续稳定发展的政策建议。

1 中国可再生能源政策体系及其演化路径

2005年2月通过的《可再生能源法》是中国可再生能源开发与利用的基本法律。全文涵盖了中国可再生能源开发规划、产业指导与技术支持措施、可再生能源推广应用指导、价格与成本分摊、经济激励与监督措施以及法律责任等多个方面。自《可再生能源法》实施以来，中国在2006—2019年陆续出台了100多项政策促进中国可再生能源发展，其中包含了可再生能源上网补贴政策、可再生能源发展专项资金管理办法、促进可再生能源消纳指导意见等多个方面政策（见图1）。

1.1 基于问题与目标导向的可再生能源政策分类

基于可再生能源发展面临的不同问题以及解决问题的手段，中国可再生能源政策体系中主要包括以下几类政策：可再生能源上网电价补贴（FIT）、可再生能源电力配额制与绿色电力证书（RPS&TGC）、促进可再生能源技术研发与技术进步政策以及促进可再生能源电力消纳政策。

1.1.1 可再生能源上网电价补贴政策（FIT）

可再生能源上网电价补贴是通过制定高于传统火电上网电价的可再生能源定價政策，以维持可再生能源发电企业正常运营的支持政策，其补贴资金来源于对火电征收的可再生能源电价附加[4]，主要用于解决可再生能源面临的高成本问题，从而保证可再生能源投资的正常收益。自2009年中国首次制定陆上风电标杆上网电价以来，中国陆续制定了光伏上网电价、海上风电上网电价、生物质能上网电价等（见图1）。而近年来，为了进一步减少可再生能源电力对补贴政策依赖性同时促进可再生能源电力技术进步，中国开始逐步退坡可再生能源优惠上网电价补贴水平，并制定了2020年风电、太阳能光伏发电平价上网目标[5]。

1.1.2 可再生能源电力配额制与绿色电力证书（RPS&TGC）

可再生能源电力配额制（RPS）是对可再生能源发电占总发电量比例的强制性规定，主要目标在于增加最终的可再生能源实际消费量以调整能源的最终消费结构。2016年能源局首次在《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》中规定各省市2020年非水可再生能源电力消纳量比重指标[6]。2018年能源局在《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》中[7]，进一步强化各省市2020年非水可再生能源电力消纳量比重目标。

为了替代逐步退坡的可再生能源优惠上网电价政策，缓解可再生能源发电补贴缺口压力，国家发改委以及能源局在2017年出台《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》[8]，决定建立绿色电力证书政策。绿色电力证书是实施可再生能源配额制的一种政策工具。各省市化石燃料发电企业可以通过购买可再生能源发电企业的绿色证书来实现可再生能源配额目标，同时可再生能源发电企业可以通过销售绿色证书获得额外收益。目前中国绿色电力证书尚处于起步阶段，各项详细交易准则仍需明确。

目前学术界对于可再生能源政策实施效果的评价标准包括政策有效性，成本有效性以及动态效率等[10-11]。政策有效性准则指的是政策对于可再生能源发展的促进程度。成本有效性准则指的是可再生能源政策以尽可能低的成本实现预设的可再生能源发展目标。动态效率准则衡量的是可再生能源政策能否持续性的促进可再生能源发电技术进步，是否可以促进企业/国家以较低的成本實现长期可再生能源发展目标。我们综合已有研究，从上述三个角度对政策效果进行评估。

2.1 政策有效性

我们以风能、太阳能和生物质发电为分析对象，从可再生能源发电装机与电力消纳两个指标分析中国可再生能源政策的有效性。

自2009年可再生能源发电标杆上网电价制定以来，中国可再生能源发电投资增长迅猛。这主要是由于可再生能源标杆上网电价政策能够给予可再生能源发电项目投资者长期稳定的投资收益预期，保证其一定的投资收益率，从而降低了可再生能源发电项目投资风险，客观上促进了中国可再生能源发展[12-13]。后续的实证研究结果也表明中国可再生能源上网电价补贴政策（FIT）的确有利于促进可再生能源项目建设投资，政策效果显著[14]。如图3所示，自2009年以来，中国陆续制定了风电、光伏发电以及生物质能发电等可再生能源电力上网电价补贴政策。在政策激励下，中国风电、光伏发电以及生物质能发电快速发展，装机容量分别从2006年的29.6 GW、0.1 GW以及2.5 GW增长至2018年的184.3 GW、175 GW以及17.8 GW，而发电量则分别从3.7 TW·h、0.1 TW·h以及7.0 TW·h增长至366.0 TW·h、177.5 TW·h以及90.6 TW·h。通过比较《可再生能源“十三五”规划》所公布的目标数据和现实数据（见表1）可以发现，从装机和发电量方面，中国在2018年底就已经基本实现甚至超额完成了“十三五”的可再生能源发展目标。

2.2 成本有效性

已有研究探讨了不同可再生能源政策对于实现可再生能源发展目标所付出的社会成本的影响，其中社会成本包括由于可再生能源政策介入后电力价格上升而带来的消费者剩余损失、可再生能源电力生产者剩余以及政府对于可再生能源电力补贴付出的成本。Palmer和Burtraw[15]以及Nicolini和Tavoni[16]比较了绿色证书交易政策与可再生能源补贴政策（FIT）的有效性以及导致的社会成本，发现在同一可再生能源发展目标条件下绿证交易政策较补贴政策社会成本较低，其成本有效性更高。随着中国可再生能源的不断发展，学术界开始关注中国可再生能源政策成本有效性问题。从目前的研究来看，虽然中国可再生能源电力补贴政策（FIT）有效地促进了可再生能源装机投资，但其带来的政府财政负担也逐步扩大。截止到2018年，中国可再生能源发电补贴缺口已经超过600亿元，2020年将进一步扩大至2 000亿元。而不断增长的可再生能源发电补贴缺口从长期来看不利于中国可再生能源长期可持续发展[17]，而随着未来中国绿色电力证书交易制度的逐步完善，中国可再生能源政策成本有效性将得到改善[18]。

2.3  技术进步与动态效率

当前已有研究主要利用中国可再生能源发电设备单位kW投资成本来刻画可再生能源技术进步，如风电轮机单位装机投资成本、太阳能光伏组件单位装机投资成本以及可再生能源设备专利数量等[19-22]。图4展示了中国2006—2017年风电轮机以及光伏发电组件单位装机成本以及风电、光伏发电设备专利数变化。一方面，随着中国可再生能源发电装机容量不断增加（如图3所示），技术学习中的“干中学”（Learningbydoing）效应逐渐显现，导致风电轮机以及光伏发电组件单位装机投资成本下降明显。另一方面，“研中学”（Learningbyresearching）效应同样引起风电轮机以及光伏发电组件单位装机投资成本下降[19-20]。中国风电以及光伏发电设备专利数则呈现明显上升趋势。这说明中国可再生能源发电技术知识存量不断增长。然而在2020年中国可再生能源平价上网目标条件下，相关研究通过构建技术学习曲线模型，发现中国风电、太阳能光伏发电技术的历史学习率不足以支撑中国2020年平价上网目标的实现[21-22]，未来仍然需要进一步加强可再生能源的研发投入力度，提升可再生能源政策的动态效率。

3 结论与政策建议

基于对中国可再生能源政策的发展历程的梳理以及对中国可再生能源政策的效果评估，并着眼于中国可再生能源发展面临的新的挑战，我们提出进一步完善中国可再生能源政策的相关建议。

3.1 完善可再生能源绿色电力证书交易制度

从政策有效性角度来看，中国可再生能源发电电价补贴政策有效地促进了可再生能源装机投资，同时也需看到已有政策对于促进可再生能源发展的成本有效性有待提高。另外，中国可再生能源补贴资金来源于火电电价附加，但由于近年来中国可再生能源装机量不断增加，所需补贴资金不断增加，进而使得可再生能源发电补贴缺口逐步扩大。根据目前的已有研究，绿色电力证书交易政策一方面能以较低成本实现不同地区可再生能源开发利用目标，另一方面有利于缓解可再生能源补贴的财政补贴压力，其成本有效性优于可再生能源电价补贴政策[11，15]。

从目前中国可再生能源绿色电力证书交易市场运行情况来看，一方面，绿证认购方主要以企事业单位、社会机构和个人为主，缺乏对于发电主体（如火电企业）强制配额要求，另一方面，绿证交易量较小而价格波动较大，对于可再生能源发电企业经济激励作用有限。

为了充分发挥绿色电力证书交易制度对于中国可再生能源发展的促进作用，我们提出如下建议。一是政府应完善绿证交易市场准入机制。一方面积极引导各发电企业参与绿色电力证书交易体系，以助其实现2020年可再生能源发电比例要求，另一方面加强可再生能源发电项目监管力度，增加可再生能源绿证核发量，提高绿证市场流动性。二是进一步优化绿证定价机制。首先政策要稳定和明确，例如可再生能源电力配额要求、认购机制等;其次要鼓励具有一定规模的交易，这样才能形成合理绿证价格;此外要适当引入多元化的市场参与主体，防止过度投单位装机成本与设备专利数量机行为加剧绿证市场波动。三是制定灵活的绿证价格调控机制，建立绿证储备池和绿证市场平准基金，合理设定不同可再生能源绿证价格调控区间。

3.2 建立儲能技术市场机制

从政策有效性角度来看，中国弃风弃光问题较之前有了较大幅度的缓解，但中国可再生能源电力消纳能力较欧美发达国家仍然存在较大的差距[23]。储能是解决弃水、弃风、弃光问题的关键技术选项。很多研究认为如果没有储能技术，完全依赖于电网调度，可再生能源电力发展将受到限制[24-25]。

近年来，中国出现多种储能技术形式，如抽水蓄能、压缩空气储能、铅蓄电池、锂离子电池等。但这些储能技术尚未完全成熟，成本较高。储能的价值收益无法体现，储能未纳入到调峰、调频等电网辅助服务中，严重阻碍了储能产业的发展。

为了充分发挥储能技术对于中国可再生能源电力消纳的促进作用，我们建议如下：一是推动储能系统与可再生能源协调运行。促进储能与可再生能源发电站作为联合体参与电网运行优化，接受电网运行调度，提升消纳能力、为电网提供辅助服务等功能。二是建立健全储能参与辅助服务市场机制，将储能技术纳入电网调峰、调频等辅助服务当中，并设定储能补偿机制，促进储能技术规模化应用。

3.3  推进碳金融体系建设

从政策动态效率角度看，虽然近年来中国风能、太阳能光伏等可再生能源发电项目投资成本下降明显，但较欧美等发达国家仍存在一定差距，特别是在2020年实现平价上网目标约束下[5]，中国可再生能源政策动态效率仍然不足。已有相关研究认为以中国自愿碳减排交易（CCERE）为代表的碳金融体系可以为可再生能源发展提供融资来源，促进可再生能源发电成本下降，并对促进中国风电以及太阳能光伏发电实现平价上网的效果显著[26]。

从目前自愿减排交易运行情况来看，一方面，交易主要以参与双方协商议价的形式进行，且交易体量较小;另一方面，由于中国各试点碳交易市场政策差异，CCER抵消机制缺乏统一标准，导致其对于可再生能源发电企业经济激励较小。而2017年12月国家发改委公布的《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》又为中国可再生能源发展带来的新的机遇[27]。

为了充分发挥碳金融体系对于中国可再生能源发展的促进作用，我们建议如下：一是确定CCER参与全国碳市场的准入条件。全国碳市场是通过配额总量控制和交易实现温室气体减排目标，CCER交易是配额交易的补充，如果过量的CCER进入全国碳市场将对配额交易及其价格造成冲击，削弱碳市场的减排成效，同时也将降低CCER的价格，影响到项目开发方的投资回报。如果CCER供应量过少，可能会增加控排企业的履约成本。因此，需要合理设置CCER参与全国碳市场的准入条件，包括CCER数量、来源地域、项目领域、时间和类型等。二是形成有效的CCER定价机制。目前CCER定价主要靠交易双方协商议价，没有形成CCER充分交易的有效市场，基于市场规律的价格发现机制并不完善。因此，未来需要建立一个交易充分、价格有效的的市场定价机制以有效促进可再生能源发展。

（编辑：刘呈庆）

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