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　　一、歐洲可再生能源發展基本情況​    
　　發展可再生能源已成為歐洲各國提升核心競爭力、保障能源持續供應、應對氣候變化的重要戰略舉措。歐洲可再生能源以風電和太陽能發電為主。截至2013年底，歐洲可再生能源裝機容量占總裝機容量的33%。風電裝機容量約1.2億千瓦，能夠滿足約8%的電力需求，德國是歐洲風電裝機容量最大的國家，其次是西班牙、法國、意大利。光伏裝機容量超過8000萬千瓦，能夠滿足歐洲約3%的電力需求，德國是歐洲也是世界上最大的光伏發電市場，其次是意大利、西班牙、法國。​   
　　2008年12月，歐盟發布了“20-20-20”戰略。根據各成員國2010年提交的國家行動方案，2020年歐盟風電裝機容量將超過2億千瓦，太陽能發電裝機容量將超過9000萬千瓦。近期，歐盟又提出了到2050年溫室氣體排放量在1990年基礎上減少80%-95%的宏偉目標，并發布了《2050歐盟能源路線圖》，因此發展可再生能源將繼續成為歐盟能源戰略重點。​   
　　二、歐洲可再生能源上網電價政策及特點​   
　　歐洲各國由于政治傳統、政策框架不同，因此可再生能源上網電價政策并不存在完全統一的模式，但從應用范圍來看，政府強制要求電網企業在一定期限內按照一定電價收購電網覆蓋范圍內可再生能源發電量的固定上網電價政策（Feed in Tariff）是應用最為廣泛、最常見、最為成功的電價模式。​    
　　目前，歐盟28個成員國中有20個國家實行固定上網電價政策，此外，英國、意大利和馬耳他對特定類型的可再生能源發電也實行該政策。固定上網電價政策起源于德國，其最初形式是政府直接明確規定可再生能源電力的上網電價，包括德國、法國、愛爾蘭、希臘等11個歐盟成員國就是采用這種政府定價的方式。在借鑒德國等歐洲國家經驗的基礎上，我國也對風電、光伏發電等可再生能源發電制定和實行標桿上網電價政策。​    
　　為了鼓勵可再生能源參與市場競爭，一些實行電力市場機制的國家將可再生能源上網電價與市場電價掛鉤，為可再生能源發電企業提供了另一種上網電價機制的可能性。也就是說，可再生能源電源與其他常規電源一樣參與競價上網，政府在其結清電價的基礎上，對單位上網電量給予一定的補貼，可再生能源能源最終上網電價為“市場結清電價+政府補貼”。電力市場電價是持續波動的，政府的補貼額度也會定期進行相應調整，但二者之和與政府直接定價方式下的上網電價水平會保持在基本相當的水平,典型國家是丹麥和荷蘭。為了避免因市場劇烈波動而影響發電企業的收益預期，通常會規定上網電價的上限和下限。
    與市場掛鉤的定價方式是歐洲可再生能源上網電價政策的發展趨勢。在德國、西班牙、捷克、斯洛文尼亞等4個歐盟成員國，兩種固定電價定價方式是并存的。西班牙可再生能源發電企業可在政府定價和與市場掛鉤之間任選其一，每一年有一次選擇機會。從2012年開始，德國也允許可再生能源發電企業每個月進行一次選擇。截至2012年2月，德國已有近60%的風電裝機容量選擇采用與市場掛鉤的方式。​    
　　研究表明，歐洲可再生能源固定上網電價機制經歷了從粗放到精細的發展演變過程。總體來看，歐洲可再生能源固定上網電價機制是隨著可再生能源的發展，根據新的發展形勢而不斷地調整和完善，國家之間也在相互學習和借鑒，因此各國政策既有共同特點，也保持一定的國別特色。可再生能源固定上網電價機制具體包括定價機制和調整機制兩個方面內容。​   
　　（一）定價機制主要考慮發電項目的實際成本，與資源狀況、裝機容量、新技術應用等因素有關，重點是體現公平原則​   
　　可再生能源上網電價水平與項目所在地資源狀況密切相關。一般而言，資源越差的地區，上網電價越高。在德國，幾乎沒有任何兩臺風機的上網電價是相同的。德國根據實際風機發電量與參考風機發電量的比值關系確定該風機享受高初始電價的年限，比值越小，享受高初始電價的年限越長。法國規定風電的固定電價期限為15年，后5年電價取決于前10年平均設備利用小時數，前10年風電機組利用率越高，則后5年的上網電價越低。法國在2010年制定的光伏上網電價政策中，光照資源較差的北方地區上網電價是光照條件較好的南部地區的1.2倍。​     　　對處于不同裝機容量區間的發電項目制定差異化上網電價。對光伏發電來說，單個項目的裝機容量越大，則單位發電成本就越低，這一特點也反映在了上網電價水平上。德國將建筑光伏上網電價分為5檔，上網電價從13.5歐分—19.5歐分/千瓦時（折合人民幣1.12元—1.61元/千瓦時）。意大利將常規光伏電站上網電價按照裝機容量分為6檔，上網電價在17.1歐分—27.4歐分/千瓦時（折合人民幣1.42元—2.27元/千瓦時）。英國將建筑光伏上網電價分為7檔，上網電價在8.9便士—21.0便士/千瓦時(折合人民幣0.89元—2.09元/千瓦時)。該機制安排有利于在不同規模項目開發業主之間體現公平性，鼓勵大、中、小各種類型光伏發電項目的共同發展。​   
　　對率先應用新技術的發電項目給予額外的電價激勵。電網友好型新技術在發電側的利用能夠有效提高可再生能源發電的可預測性、可控制性和可調度性，但也會增加發電項目的投資成本，因此此類新技術的應用需要電價政策支持，以鼓勵電網友好型技術及其他新技術應用。德國對2015年之前投運的、能夠提供系統服務的風電場給予0.48歐分/千瓦時的額外電價獎勵。意大利對運用新技術的建筑光伏一體化項目、聚光光伏發電項目提供的上網電價普遍高于常規光伏項目。​  
　　（二）調整機制既反映發電成本的變化，也與市場變化、本國規劃目標、成本控制目標相一致，其目標是建立激勵政策退出路徑，實現本國可再生能源的均衡有序發展​    
　　上網電價水平進行定期評估和下調。在技術進步和規模效應等因素共同作用下，可再生能源發電成本呈現快速下降趨勢。為了使上網電價水平與其發電成本相適應，避免出現過度激勵，營造公平的市場環境，一些歐洲國家建立了上網電價定期評估和下調機制。德國陸上風電上網電價每年下調1.5%，海上風電每年下調5%。法國風電上網電價每年下調2%。意大利從2012年1月到12月，根據電站的種類和規模，每半年下調一次電價。西班牙、荷蘭風電上網電價的政府補貼部分每年都要根據技術進步及發電成本變化情況調整一次。​    
　　根據規劃目標完成情況調整上網電價。作為新興產業，可再生能源發展速度往往超過政府規劃和行業預期，定期的電價調整機制已經不能滿足瞬息萬變的可再生能源發電市場需要。因此，部分歐洲國家根據規劃目標完成情況調整上網電價。德國確定每年新增光伏裝機目標是250萬-350萬千瓦，如果上年度新增規模超過這一目標值，則要上調遞減率，超過規劃容量越多，遞減率上調幅度越大，反之下調遞減率（由于下調幅度不足以抑制過熱的投資熱情，德國2010年、2011、2012年實際新增光伏裝機容量均超過700萬千瓦，遠超政府目標）。西班牙規定，當光伏裝機容量達到規劃容量85%后，將下調之后并網項目上網電價。葡萄牙在可再生能源裝機容量達到一定量后將下調上網電價。​   
　　此外，部分歐洲國家對能夠獲得補貼的利用小時數做了特殊規定。西班牙對可獲得電價補貼的風電、光伏發電小時數做了限制性規定。對于發電小時數超過規定小時數的風電場，超出部分不再享受政府電價補貼。從2010年12月開始三年內每年可獲得補貼的光伏發電小時數1753減少到1250。從2012年7月1日開始，德國10千瓦及以下小型光伏電站80%的發電量，以及1兆瓦及以下光伏電站90%的發電量才能獲得電價補貼（剩余的10%或20%發電量要么自用，要么按照市場電價出售）。​   
　　除了固定上網電價機制，歐洲部分成員國還建立了基于可再生能源配額制的電價機制。瑞典、英國、比利時、意大利、波蘭、羅馬尼亞等6個國家建立了基于可交易綠色證書的配額制，該政策的核心的規定可再生能源發電量必須占到總消費電量的一定比例。在制定配額目標的同時，還建立了綠色證書交易市場。發電企業單位發電量可獲得一個綠色證書，并在證書市場交易。瑞典綠色證書價格約為300-400瑞典克朗/兆瓦時（約合0.25元-0.35元/千瓦時）因此，配額制下可再生能源電價是由電力市場的銷售電價和綠色證書市場的證書價格構成。​   
　　在可再生能源發展初期，一些歐洲國家進行特許經營權項目招標，可再生能源上網電價按照招標電價執行。報價最低者獲得項目經營權，政府保證按照中標電價收購該可再生能源發電項目的發電量。這是很多歐洲成員國在可再生能源發展初期采用過的激勵政策，但已逐漸被其他形式的激勵政策所取代，現已不在歐洲主流政策之列。法國、丹麥等部分國家對海上風電等具有示范作用的項目實行特許權招標政策。   　
    三、對我國的建議​  
　　我國在2009年制定了風電標桿上網電價機制，極大地促進了我國風電的規模化發展，太陽能光伏發電標桿上網電價也在2011年開始實施，隨后又制定了分布式光伏電價補貼政策。
　　與德國、西班牙等歐洲國家相比，我國可再生能源發電上網電價機制還處于粗放式階段，仍然需要進一步改進和完善，主要有以下兩個方面的建議。​ 　　
　 （一）上網電價需要與發電成本相一致​  
　　可再生能源發電項目在資源狀況、裝機容量、新技術應用等方面的不同直接導致度電成本的差異，客觀上要求上網電價體現這些方面的差異性。我國已經分別對四大風資源區制定了風電標桿上網電價，但光伏上網電價尚未體現地區間的太陽能資源差異性，對不同容量項目也是采取“一刀切”的做法。建議國家進一步出臺分資源區、分裝機容量的光伏上網電價機制。　 
    （二）應建立上網電價的靈活調整機制​  
　　隨著技術的進步和開發規模的擴大，可再生能源發電成本呈快速下降趨勢，從降低社會總成本、鼓勵發電企業降本增效、避免行業大起大落的角度出發，政府應逐漸減少電價補貼力度，直至補貼政策最后完全退出。我國風電標桿上網電價實施三年來，電價水平未作任何調整，而此期間風電項目造價大幅下降，在不考慮棄風限電因素情況下，風電成本已顯著降低，由此引起了近幾年風電的爆炸式增長，并產生了消納難等一系列問題。光伏電池及組件成本快速下降，但現行光伏上網電價政策并未提及調整機制。建議有關部門借鑒歐洲經驗，根據成本變化及國家規劃目標制定出臺風電、光伏發電上網電價的靈活調整機制。      ​
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