国外可再生能源发展经验及其对我国相关扶持政策的启示

丁峰，李晓刚，梁泽琪，吴敏，朱雨蕙，冯冬涵，周云

(1.国家电网有限公司华东分部，上海市 200120；2.电力传输与功率变换控制教育部重点实验室(上海交通大学)，上海市 200240；3.长江电力销售有限公司，上海市 200124)

0 引 言

随着经济社会的不断发展，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20世纪就开始了对于促进可再生能源利用方案的设计，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地形成对常规能源的限制和对可再生能源发电商的补贴。中国最早关于可再生能源的正式政策是2006年1月施行的《中华人民共和国可再生能源法》，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2.1亿kW，光伏累计装机容量从8万kW到2.04亿kW，仅2019—2020年一年时间，新增风电7 167万kW，新增光伏4 820万kW，中国创造出迄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，形成了独具特色的政策体系。根据规定，符合要求的每1 MW·h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3次广泛征求意见，最终于2019年5月正式下达《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》。截至2021年4月10日，中国绿证交易平台累计核发风电证书23 942 070个，光电证书4 062 172个，累计交易风电证书73 354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，保证可再生能源发电机组实现平价上网，政府向用户收取可再生能源附加费进行费用分摊。固定上网电价极大地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，缺口已达到2 000亿元。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。

部分学者目前已对国外可再生能源扶持政策的制定和发展进行了整理分析。目前世界上较为典型的政策大致可分为固定电价制、溢价电价补贴制、差额支付合同制和可再生能源配额制4种，文献[1]和[2]以典型国家为例分析对比了固定电价制和可再生能源配额制的方式、效果等方面差异；文献[3-4]在此基础上，对溢价电价补贴制在丹麦等国的实践进行了分析，还特别指出配额制作为我国扶持政策的发展方向，需要借鉴国外经验不断进行完善。文献[5-6]对发达国家可再生能源配额制的实践经验进行了综述，从目标制定、职责分工、证书交易等方面对我国发展可再生能源消纳责任权重制提出建议；文献[7]从英国的可再生能源政策的发展历程出发，对我国配额制政策制定提出建议；文献[8-11]介绍了美国加利福尼亚州所实施的配额制，从发展过程、成效、经验教训等方面提出了对我国的启示；文献[12]突出介绍了美国德克萨斯州的配额制经验，提出对中国集中式风电消纳的启示和建议；文献[13-14]对澳大利亚所实施的可再生能源配额制及其可再生能源证书辅助政策进行了介绍，从正反两方面为我国可再生能源电力政策提出建议。以上文献大部分对于各国家的政策发展进行了详细地分析，较少对相关政策按照特点进行分类分析，且提出的启示较少结合我国发展现状。随着我国双碳目标的确定，可再生能源消纳责任权重制需要更深入地发展以适应新的需要。

1 国外可再生能源补贴机制分析

1.1 德国固定上网电价机制

1.1.1 发展历程

德国作为最早制定可再生能源政策的国家之一，采取不断完善发展固定上网电价制度的方式[1-2]，该方式在20余年实践中，对我国在内的诸多国家产生了巨大的影响。

1991年，《电力入网法》明确“强制入网”、“全部收购”、“规定电价”的三原则，并对这些可再生能源电力的上网价格做出了强制性规定，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。2000年颁布的《可再生能源法》进一步确定了强制购电的原则[3-4]。

此后德国针对《可再生能源法》进行了5次修订：第1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以缓解补贴压力；第2次修订取消了全额收购原则，改为有条件优先收购，建立新增容量的固定上网电价调减机制，鼓励自发自用；第3次修订中明确根据不同技术、施工难度等差别定价；第4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，将可再生能源发电带入自由市场；第5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。

1.1.2 实施效果

德国的可再生能源发展非常迅速。在清洁能源装机中，风电占据主导地位，在2001年到2007年保持世界风电装机容量第1。2021年德国的总用电量约为5 618 亿kW·h，总发电量为5 845 亿kW·h，其中可再生能源在总发电量中的份额有极大的增长，从1991年的3.3%发展至2021年40.9%，可再生能源在国内总用电量中的份额从3.3%发展至42.4%。在发电量中，水电占到3.3%，光伏占到8.4%，风电占到20.1%，生物质能占到7.7%，可再生能源发展成果显著。

德国经过政策调整，可再生能源发电得到了极大发展。根据能源工业协会的数据，如图1所示，2020年可再生能源占总用电量的46%，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2.1%，海上风电占比增加了1.0%，太阳能光伏发电占比增加了2.4%，如图2所示。

图1 德国2020年可再生能源电力占比[15]

图2 德国2020年可再生能源容量及发电量[15]

1.2 西班牙固定电价和溢价电价双轨机制

1.2.1 发展历程

西班牙在长期的政策发展中，逐步形成独特的固定上网电价和溢价电价补贴双轨制。1997年，西班牙通过了《54号电力法》，规定装机容量在50 MW以下的可再生能源发电系统适用于电力法；可再生能源发电企业直接向国家电力库售电，不参与电力竞价；对可再生能源电力实行特殊电价，保护可再生能源发电投资商的利益[16]。

1998年，西班牙颁布了《2818/1988号皇家法令》，设定系统电价附加额外浮动电价和固定电价两种清洁能源上网电价方式。1999年，西班牙又制定了第1个国家级可再生能源发展计划，规定到2010年，西班牙的可再生能源电力占比需要达到30%。

2004年，为了提高投资商积极性，西班牙规定了固定电价和溢价相结合的“双轨制”，发电企业可在上年年底在固定电价模式和溢价电价模式之间任选其一持续一年。2010年，西班牙制定了《2011—2020年西班牙可再生能源国家行动计划》。该计划提出到2020年，可再生能源占最终能源消费总量的20.8%，可再生能源电力满足总电力需求的39.0%[4]。2019年，西班牙计划到2030年将西班牙的可再生能源装机容量提高到120 GW，且主要来自风电和光伏，到2030年，可再生能源发电占比达到74%。

1.2.2 实施效果

西班牙风力发电自20世纪90年代中期开始高速增长。根据风电装机容量的增长态势，西班牙风电产业的发展可以分为3个阶段。第1阶段为1990—1996年，西班牙风电装机容量起步发展至达到236 MW。第2阶段为1997—2002年，西班牙风电迅速增长，装机量从1996年底的236 MW增长至2002年底的5 026 MW。第3阶段为2003—2010年的稳步增长阶段。风电总装机容量从2002年底的5 026 MW增长至2010年底的20 676 MW，增长了3倍。在增长率方面该产业基本保持着20%～40%的年均增长。

西班牙的太阳能光伏发电产业从1998年起逐渐发展。西班牙光伏太阳能发电产业主要经历了3个发展阶段：1998—2004年在政策影响下，逐年稳步增加装机容量，年均增长保持在30%左右；2005—2008年在政府补贴计划的刺激下，光伏产业迅猛发展，2008年一年光伏发电装机容量增加近2 800 MW，实现了400%的增长；2009—2010年政府修改了先前的法案，大幅削减相应补贴，太阳能光伏发电产业发展速度放缓，在2009年仅增长了1%。

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62.43 GW，其中，风电装机容量为27.09 GW，同比增长6.0%，占总装机容量43.39%；光伏装机容量为14.09 GW，同比增长26.9%，占总装机容量22.57%；水电装机容量为20.11 GW，与同期持平，占总装机容量32.21%。图3展示了2014—2020年西班牙各类型可再生能源装机容量结构。

图3 2014—2020年西班牙可再生能源容量统计[17]

西班牙电网运营商西班牙电力公司提供的数据显示，2021年11月，西班牙风电装机容量为28 026.75 MW，占总装机容量的24.9%，同比增长0.2%，所有可再生能源总和占当月总装机容量55.4%，如表1所示。

表1 西班牙2021年11月电力装机容量占比

1.3 丹麦电价补贴机制

1.3.1 发展历程

丹麦是采用溢价电价补贴制度的典型国家，同样是最早将市场化手段引入可再生能源补贴的国家之一。

1979年，丹麦通过了《供热法案》，丹麦要求风电强制上网，电力公司支付部分并网成本，为了鼓励风电的发展，丹麦政府对通过资质认证、投资风能的企业给予风机价格30%的补贴。1981年，丹麦政府通过了《可再生能源利用法案》，提出到2000年风电装机要达到900 MW，满足10%的电力需求。2008年，丹麦政府制订了《促进可再生能源发展法令》(下称《法令》)，并于2009年正式实施。自《法令》实施以来，丹麦可再生能源发展迅速[3]。

为促进风能快速发展，丹麦实行了电价补贴政策，即发电商最终得到的电价由市场电价及补贴两部分构成：市场电价由国家电网公司依据其发电技术特性制定，补贴可根据市场电价灵活调整；补贴分为基本补贴与平衡成本补贴、“拆除证书”补贴两种，后者通过拆除风机获得，凭此建造风机时可获得额外补贴[3]。

丹麦政府对可再生能源发展制定了明确的目标，2020年阶段性实现化石能源消耗量相较1990年减少34%，可再生能源消费比重提高至35%，计划到2030年，温室气体排放量相较1990年减少70%，并且到2050年实现化石能源的零依赖。

1.3.2 实施效果

自1990年以来，丹麦政策成效显著，化石能源大幅减少，根据丹麦能源署年度能源统计，丹麦2020年能源消耗总量减少了7.9%，石油产品消费下降了15.6%，天然气消费下降了19.9%，而煤和焦炭的使用下降了12.6%，从1990年至2020年整体下降了86.9%。丹麦CO2排放大幅下降，与2019年相比，丹麦能源消费实际CO2排放量下降了15.8%，相较1990年下降了41.5%。

丹麦光伏、风能发展迅速，2020年丹麦光伏总装机容量为1 304 MW，风电厂总数约为6 217座，总装机容量从1990年的326 MW增长至6 259 MW，相较2019年风电厂数量减少14座，但规模增加了157 MW，同比增长2.6%。自2000年以来，499 kW以下小型风力涡轮机减少1 473台，2 MW以上大型风力涡轮机增加1 293台，丹麦风电整体朝着数量减少、规模增长的趋势发展。

自1990年以来，煤炭在丹麦电力生产的主导地位逐渐下降，从1990年的91.3%下降至2020年8.7%。在可再生能源快速发展和能源利用效率不断提升的共同作用下，20世纪90年代以来，在经济增长的情况下，丹麦一次能源消费总量基本保持不变，特别是在1996年达到峰值(2 490万t油当量)后，呈下降趋势，平均每年下降1.5%。2017年，CO2排放量为3 650万t，比历史最高值(1996年7 910万t)下降53.9%，已经实现了经济增长与碳排放和能耗的脱钩[18]。

2 国外典型配额制特征分析

2.1 英国可再生能源配额制

英国在多年的经验积累中，从可再生能源配额制逐步发展到了差额支付合同制度，探索出一条长期稳定的发展道路。

2.1.1 电网及电源结构特点

截止2020年底，英国总装机容量为7 581万kW，全社会用电量为3 300亿kW·h。英国各种发电机组中占比最高的是燃气联合循环机组，燃气联合循环机组3 188万kW，占45.9%，决定了电力商品供应的流动性和灵活性，为英国市场将电能作为普通商品交易的市场特征奠定了基础[19]。

英国是欧洲能源资源最丰富的国家。2020年，英国终端能源消费达到1.28亿t当量油，其中可再生能源消费量达160万t当量油，生物能源占29.2%，风能占56.0%，太阳能占9.8%。光伏发电装机容量达到13 462 MW，风力发电装机容量达到24 485 MW。

2.1.2 发展历程

在引入可再生能源义务之前，非化石燃料义务(non-fossil fuel obligation，NFFO)、NI NFFO和苏格兰可再生能源义务是英国政府可再生能源政策的主要工具[5]，NFFO作为1989年电力法案的一部分而建立，要求电力供应公司保证电力供应中有一定比例的非化石燃料能源。可再生能源产能通过签订高价合同来确保，合同价格由总价和特定技术溢价组成。

2002年之后，英国采用可再生能源义务制度[20]，该政策要求电力供应商每年需购买一定量的可再生能源，主要针对大规模可再生能源电力项目，小规模可再生能源电力项目采用固定上网电价进行补贴。可再生能源义务政策旨在通过市场竞争降低可再生能源价格。对于没有达到可再生能源证书持有标准的公司，必须缴纳足量的罚金。

2013年英国“能源法”引入差额支付合同制，成交的可再生能源发电商与政府签订差价合约，差价合约的发电方可获得发电成本和参考价格之间的差额，市场价格与合约参考价格之间的差额由政府补齐或扣除。可再生能源发放的补贴数额取决于市场动态，补贴更加合理。同时减少价格波动的风险，提供更大的收入确定性和稳定性[7]。

2020年12月，英国为2050年实现净零排放设定路线，确定到2030年新建40 GW的海上风电，在2030年实现脱碳电力系统，并于2024年逐步淘汰煤电产能。

2.1.3 实施效果

英国最初采用的“非化石燃料义务政策”与可再生能源配额制有着共同的基本思想，但是在具体执行方式的设计上过早引入了市场竞争机制，在可再生能源发展初期，可再生能源发电商投入了大量的资金却因为市场竞争机制而无法支撑后续的投产。

随后施行的“可再生能源义务制”，将市场手段和政府强制性措施结合，政府确保可再生能源产能，市场决定可再生能源补贴价格，英国相对成熟的电力市场机制确保发电侧、售电侧、用电侧主体充分地竞争，为配额主体完成义务提供了多种选择。

从政策设计上看，英国推出的可再生能源分层制度为可再生能源提供了政策支持，提高在市场竞争中的优势从而推动其发展。从政策效果来看，2020年英国全国电力的43%来自风能、太阳能等可再生能源，风电的电力占比为24%，太阳能在可再生能源组合中的占比为28%。

在罚金机制下，各企业充分衡量证书与罚金机会成本，从而决定自己的参与策略，导致证书价格的波动和炒作，又因为缺乏证书市场竞争机制，可再生能源发电项目成本居高不下。考虑以上因素，英国政府最终采用了差额支付合同制，引入固定上网电价制度，增加了补贴政策的长期性和稳定性[7]。

2.2 美国加州可再生能源配额制

加州是美国最早实施配额制的州之一，并且拥有远大的配额目标，但最终的实施效果却未能达到预期，其背后的发展经验对我国发展可再生能源具有一定的意义。

2.2.1 电网及电源结构特点

目前，美国加州大约67%的能源需要从州外进口，其中，原油进口比例为62%、天然气进口比例为88%、电力进口比例为29%。加州的私营电力公司和公有电力公司，分别供应加州约75%与25%的电力[8]。

截至2020年底，加州发电总装机容量达到80 305 MW，其中具有灵活调节能力的燃气、抽水蓄能装机占比达到77.6%。加州风电装机在全美位居第4位，太阳能光伏发电装机容量位居全美第1。2020年，加州州内发电量占到供电量的70%，进口电量占加州供电量约30%。从全州范围来看，天然气发电占比最高，达到48.4%，州内煤电发电量占比仅0.2%，可再生能源发电量占比为33.4%(其中，太阳能光伏发电量占比最高，达到15.4%)。

2.2.2 发展历程

截止2019年1月，美国已有29个州、华盛顿哥伦比亚特区及3个领地实施了配额制并制定了强制性的目标[21-22]，其中，加州是美国第1个实施配额制的州[6]，其提出的2020年33%的可再生能源配额制目标是美国最为激进的。

2002年加州引入可再生能源配额制，制定到2017年清洁能源在整个能源构成中占比超过20%的目标，2006年，加州将20%的目标提前至2010年完成，并于2011年设定2020年的目标为占比33%[23]。SB 350法案将加州的可再生电力采购目标从2020年的33%提高到2030年的50%，这一目标将增加对太阳能、风能、生物质能、地热能等可再生能源配额制认证资源的使用。

配额主体可以通过3种方式获得可再生能源证书：1)自身可再生能源发电；2)购入可再生能源电力；3)参与可再生能源证书交易购得。加州公共事业委员会核对义务对象给出的可再生能源证书量和配额量。加州政策允许当年超额可再生能源证书转拨至次年之后使用，且可再生能源证书来源不限于州内可再生能源发电设备，购入州外符合证书认定标准的可再生能源电力同样可获得可再生能源证书[9-10]。可再生能源配额制下，利用可再生能源证书交易的可再生能源电力收购，通常追求经济性，但加州按可再生能源证书交易完成配额的收购设立认可比率上限[11]。

2.2.3 实施效果

2003—2010年，上网可再生能源电力发展缓慢，州内可再生能源电力仅增长了2 087 MW，2010年可再生能源电力比例(不含大水电)仅为18%，未实现制定的20%目标，加州公共事业委员会将其归结为电力传输困难、发放许可存在问题以及开发商的经验不足。此外，加州配额机制设计本身同样存在诸多问题。

1)管理机构职能冲突。

加州可再生能源证书的认证机构与交易监管机构彼此职能冲突，配额制实施过程中造成了可再生能源认证失败、证书重复计算的问题，客观上减弱了对配额制的监管效果，降低了市场效能[24]。

2)处罚方式实施不足。

加州针对配额制出台了配套处罚方式，未完成目标受到5美分/(kW·h)的罚款。在实施过程中，加州公共事业委员会未对未完成配额的发电企业进行罚款，无法发挥监管作用，相应市场难以正常运转。

经过多年的调整，加州在2020年最终完成了当年度设定的可再生能源消纳目标，可再生能源电力在总供电量中占比33.1%。

2.3 美国德州可再生能源配额制

德州同样是美国最早实施配额制的州之一，其长期的配额制度发展历程为美国其他州的配额制发展提供了借鉴，是配额制实施的成功案例。

2.3.1 电网及电源结构特点

德克萨斯州电力可靠性委员会(Energy Reliability Council of Texas，ERCOT)控制范围涵盖德州2 600万的用户(占总负荷比例为90%)。据2020年ERCOT年报统计，德州电网的高压输电线路达到76 834 km以上，年度最高负荷为7 437 万kW，超过75%的负荷(800万的终端用户)在零售市场上具有选择权。ERCOT市场的年度用电量达到3 819 亿kW·h，其中燃气机组发电1 737.65 亿kW·h，煤电机组电量683.60 亿kW·h，风电机组电量870.73 亿kW·h，核电机组电量416.27 亿kW·h。

ERCOT市场的燃气机组电量、容量占比在45.5%左右，在满足系统调峰、备用等辅助服务方面具有明显的优势。由于电源侧机组可调容量不断增加，且在一定范围内实施了需求侧响应，ERCOT市场近年来接纳的风电容量不断增加，截至2020年，风电装机容量达到2 497 万kW。

2.3.2 发展历程

1999年，德州公用事业委员会通过了电力结构调整法，确立了该州可再生能源配额制政策，提出2009年、2015年的阶段性目标，并设定了2025年1 000 万kW的可再生能源产能目标。

为了区分风能和非风能可再生能源，德州公用事业委员会2008年之后对每个非风能可再生能源证书授予“合规溢价”，有效提高了非风能可再生能源发电的价值。每个项目参与者有一个可再生能源证书帐户，可再生能源证书可以存入3年，所有新增可再生能源都具有至少10年的证书补偿，以弥补过剩市场成本。德州配额制目标完成度较高，在2009年超过了2025年的目标，2020年的可再生能源容量超过29 087 MW，其中24 970 MW是风电装机容量。

德州风电发展迅速，但是因为德州风力资源分布与负荷中心、风力强劲期与消费高峰期相反，德州风电面临大规模消纳困难的问题。为此，德州设立了5个竞争性可再生能源区，大规模建设输电线路，同时大力发展储能技术，推行能源需求管理和智能电网技术，平衡可再生能源的短期波动[25-26]。

2.3.3 实施效果

相较其他州，配额制在德州取得了十分显著的效果[12]，其一，德州配额制拥有较为完备的配套政策，设立了税收优惠政策、证书弹性机制等，并提供了多种绿色电力市场产品，也保障了市场信息的公开透明；其二，德州配额制有明确的监督运行机制，整个绿证交易系统的运行由ERCOT负责，电力零售商和发电商需定期向项目管理员汇报其可再生能源发电量。

配额制使得可再生能源在德州实现了长足发展，极大地改变了德州产能现状，拉动了整个产业的发展。德州可再生能源的发展不是单纯地提高可再生能源消纳，而是同时实现可再生能源技术的发展，降低了可再生能源建设成本，创造了更多的绿色价值。

德州风电飞速增长的同时，也暴露出市场化手段发展可再生能源的一些弊端。2021年德州因天气原因致使电价飙升，最终导致了电力供应严重不足引发大停电事故。因此，促进可再生能源发展的同时，还应关注到能源波动性与不确定性，健全相关价格管控机制与风险举措，协调发展配套产业并提高电网韧性为可再生能源发电提供保障。

2.4 澳大利亚可再生能源配额制

澳大利亚是较早实施配额制的国家之一，其独特的可再生能源目标分类对于我国不同类型可再生能源的发展具有一定的借鉴意义。

2.4.1 电网及电源结构特点

澳大利亚有超过850 000 km的配电网和45 000 km的输电网运行，澳大利亚国家电网跨越总长度约5 000 km，是世界上最长的电网之一。澳大利亚煤炭资源丰富，发电部门以燃煤发电为主，目前澳大利亚总装机容量约为58.24 GW，其中大型燃煤电站装机容量约23.05 GW，占39.58%；大型燃气电站装机容量为10.97 GW，占18.83%；由大型水电、风电、光伏和生物质能电站构成的可再生能源装机容量共计22.58 GW，占总装机容量的38.77%。

在澳大利亚电力供应状况中，光伏发电从2010年起步到如今的占比20%发展迅速，其中，小规模太阳能项目的总装机容量仅次于燃煤发电，屋顶太阳能光伏已经成为澳大利亚全国发电量第2的行业部门，截至2021年8月，其装机容量已经达到14.7 GW，并且仍将持续发展。

2.4.2 发展历程

澳大利亚可再生能源配额制最初起步于2000年的《可再生能源(电力)法》，规定了风能、水能等可再生能源的强制性标准和发展措施，明确到2010年可再生能源发电量增至9 500 GW·h的目标，占全国总发电量的12%，同时规定了可再生能源证书产生、认定、交易等整个过程，经许可的可再生能源发电商在一年内超过可再生能源基准线的每MW·h电力可获得1单位证书，存在配额义务的电力批发商、零售商需要在年底上交足量证书。如果责任实体未能完成指标，需支付可再生能源短缺费用。

2009年，澳大利亚修改法案于2010年执行，修正案将可再生能源证书分为大规模发电证书和小规模技术证书两种，大规模发电证书针对的是认证的可再生能源发电技术，小规模证书针对未经认证的屋顶太阳能电池板、太阳能热水器、小型风能或水力系统，义务主体每年需提交一定量的两种证书[13]。预计在之后几年，大规模发电证书市场价值将大幅下降，可再生能源目标方案于2030年底完成[14]。

2.4.3 实施效果

自2001年起，配额制极大地促进了可再生能源产业的发展，激励了可再生能源领域的商业投资。

2006年，澳大利亚强制性可再生能源目标已被完成，澳大利亚可再生能源增长了11%，高于欧洲的9.4%。2010年底，澳大利亚可再生能源装机容量已经达到总容量的20%，其中水电占比16%，风电占比4%。2018年澳大利亚就完成了原定于2020年20%的可再生能源发展目标，2020全年共生产了62 917 GW·h的可再生能源，占到了总发电量的27.7%。

配额制帮助澳大利亚完成了可再生能源的发展目标，促进了不同种类可再生能源的发展，但是高比例可再生能源对于电网运行带来极大的不稳定性，在澳大利亚国家电力市场中负电价的出现频率逐步上升，加速燃煤机组退出市场的同时造成了弃风弃光的现象。

2.5 国外典型可再生能源配额制对比分析

配额制相较其他补贴机制能进一步推动可再生能源的发展，将补贴压力经由电力市场转移到享受可再生能源正外部性的电力用户身上，同时引入电力市场竞争推动可再生能源发电厂商寻求技术创新以降低发电成本。英国、美国、澳大利亚是目前国际上配额制实施情况较好的3个国家，在配额制责任主体选择上它们都选择了用电侧的市场主体作为配额制的责任主体，完善的电力市场制度和价格传导机制是售电公司或电力零售商承担配额制义务的重要保证，在配额完成方式上英国和澳大利亚采取提交足量绿证方式完成，而美国加州和德克萨斯州则是实际消纳量加上绿证对应配额。前者做到了将补贴压力全部转移至用电侧，可再生能源发电商的收益为电力市场售电收益加上绿证市场出售绿证收益，故可再生能源电力在电力市场中可以申报较低价格保证发电量，同时获取足量的绿证在绿证市场中出售获取收益。后者配额完成方式中包含实际消纳量，通过配额制提高可再生能源电力的环境属性价值，保证可再生能源电力相比普通电力在电力市场中更具有竞争力，有利于解决可再生能源电力的消纳问题。在对未达到配额指标的责任主体的惩罚方式上，这几个国家和地区都选择了缴纳罚金，这一方式可以起到限制绿证市场价格的作用，当绿证价格高于罚金时责任主体可以选择缴纳罚金方式完成配额。表2对4个国家或地区进行了整理对比[27]。

表2 部分国家和地区配额制内容[27]

2.6 中国可再生能源消纳责任权重制现状

目前我国已确定可再生能源消纳责任权重制的体系，整理汇总如表3所示。

表3 中国可再生能源消纳责任权重制框架

现有政策中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，所以制度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，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，另外还可通过购买超额消纳量以及绿证的方式补充完成，每完成1 MW·h可再生能源消纳可获得对应的1 MW·h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。目前国家已明确各地到2030年间的消纳责任权重，内蒙古、河南、宁夏、安徽、广西、福建、陕西、上海等省、市、自治区已相继出台可再生能源消纳保障方案，上海市也已初步形成上海市消纳量市场交易规则。

与可再生能源消纳责任权重制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1 MW·h可再生能源发电量颁发一个绿色电力证书，绿色电力证书是水利部水利水电规划设计总院对发电侧每MW·h非水可再生能源上网电量颁发的电子证书，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。

2021年，我国开展绿色电力交易试点工作，绿色电力交易是以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足发电企业、售电企业、电力用户等市场主体出售、购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证发电企业主体，绿电交易结算结果影响电力用户获得的绿证数量。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地完成指标。

3 可再生能源消纳市场体系建议

3.1 疏通价格传导机制

各市场主体参与市场的主要因素是价格，我国现阶段围绕可再生能源消纳已形成绿电市场、现货市场、消纳量市场、绿证市场的多市场体系架构，促进可再生能源消纳需要疏通各个市场间可再生能源电力的价格传导机制。从国外建设经验来看，不同国家具有不同国情，因此相应的价格机制也会不同，不适合国情的价格机制会导致消费者为促进可再生能源消纳所额外支付的费用无法传递至可再生能源机组。可再生能源在现货市场中边际价格较低，有很好的竞争力，但因其出力存在波动性，可再生能源参与市场存在价格风险。因此，用户消纳量可在绿电市场交易中形成，平抑价格波动并且充分体现绿色环境价值，该消纳量依据实际发电量进行调整。同时，实际多发电量形成绿证，可再生能源发电商可凭此参与绿证市场，保证全电量享受绿色补贴。

3.2 做好补贴方式衔接

我国过去长期实行固定电价补贴制度，对可再生能源电力按照标杆电价补贴，虽极大程度上激励了可再生能源发展，但是随着装机容量快速增长，补贴缺口逐年扩大，我国由此转入“配额制+绿证”的补贴机制。政策初期，绿证价格可采用固定补贴价格作为参考依据，一定程度上保证对于可再生能源发展的促进作用，无补贴绿证价格设置应明显高于有补贴绿证价格。随着补贴机制的过渡，绿证价格应更多反映市场需求，充分发挥市场的价格发现作用，反映供需关系，脱离固定补贴钳制。在充分竞争、平等开放的市场下，绿证价格一定会随着装机容量的增长而逐步下降，平价项目绿证占比提高。

3.3 完善相关配套机制

为保证配额制顺利实施，其他的配套机制也是不可或缺的。例如美国等国建立了诸多弹性机制，规定义务补足或者调和期，允许未完成配额要求的发电商3个月内通过购买证书补足，完成配额目标或有剩余绿证的发电商可以出售证书。除此之外，还允许证书储蓄等可再生能源证书储蓄方式，零售商可以延后一年甚至几年弥补亏空证书，配额主体可以使用更多灵活的策略完成义务，促使证书市场更为活跃。再如，很多国家都采用了可再生能源分类机制，美国对部分高成本但前景广阔的可再生能源给予高比例的证书，澳大利亚直接将可再生能源证书分为大规模证书和小规模证书，为光伏发电、太阳能热水器等提供了更大支持。目前我国对于监管处罚的具体措施、配额逾期的补偿方式、跨区域证书认定方式等都尚待完善，需要充分借鉴发达国家的配套机制，利用数据支撑找出发展规模，结合我国实际制定政策，更好地服务我国配额制施行。

3.4 接轨国际体系标准

绿证已在国际上得到了普遍认可和应用，世界上已有超过20个国家实施绿证制度，因各国能源禀赋不同、电力体制差异等原因，国际贸易中体现绿证价值面临一定困难。2021年3月，欧盟议会通过“碳边境调整机制”(carbon border adjustment mechanism，CBAM)决议，将从2023年起对欧盟进口部分商品征收碳关税，绿证是抵扣碳税的重要方式，我国现有的绿证体系难以与国际接轨，出口型企业未来或将面临高额的碳税支出。为避免此类情况发生，我国需充分借鉴欧盟CBAM规定以及相关碳定价政策，实现绿证的全过程溯源，同时积极推进平价绿证发展。除此之外，绿证应与碳排放建立联系，统筹规划消纳量市场、绿证市场、碳市场，更好地体现新能源的绿色价值，接轨国际标准。

4 结 语

本文综述了国外4种典型可再生能源补贴政策及其典型国家发展机制，并且着重分析了配额制在4个主要国家或地区的应用。在此基础上，从疏通价格传导机制、做好补贴方式衔接、完善相关配套机制、接轨国际体系标准4个方面，提出了对于我国可再生能源消纳责任权重制建设发展的建议，为我国可再生能源的发展提供借鉴。