一、欧洲可再生能源发展基本情况
发展可再生能源已成为欧洲各国提升核心竞争力、保障能源持续供应、应对气候变化的重要战略举措。欧洲可再生能源以风电和太阳能发电为主。截至2013年底，欧洲可再生能源装机容量占总装机容量的33%。风电装机容量约1.2亿千瓦，能够满足约8%的电力需求，德国是欧洲风电装机容量最大的国家，其次是西班牙、法国、意大利。光伏装机容量超过8000万千瓦，能够满足欧洲约3%的电力需求，德国是欧洲也是世界上最大的光伏发电市场，其次是意大利、西班牙、法国。
2008年12月，欧盟发布了“20-20-20”战略。根据各成员国2010年提交的国家行动方案，2020年欧盟风电装机容量将超过2亿千瓦，太阳能发电装机容量将超过9000万千瓦。近期，欧盟又提出了到2050年温室气体排放量在1990年基础上减少80%-95%的宏伟目标，并发布了《2050欧盟能源路线图》，因此发展可再生能源将继续成为欧盟能源战略重点。
二、欧洲可再生能源上网电价政策及特点
欧洲各国由于政治传统、政策框架不同，因此可再生能源上网电价政策并不存在完全统一的模式，但从应用范围来看，政府强制要求电网企业在一定期限内按照一定电价收购电网覆盖范围内可再生能源发电量的固定上网电价政策(Feed in Tariff)是应用最为广泛、最常见、最为成功的电价模式。
目前，欧盟28个成员国中有20个国家实行固定上网电价政策，此外，英国、意大利和马耳他对特定类型的可再生能源发电也实行该政策。固定上网电价政策起源于德国，其最初形式是政府直接明确规定可再生能源电力的上网电价，包括德国、法国、爱尔兰、希腊等11个欧盟成员国就是采用这种政府定价的方式。在借鉴德国等欧洲国家经验的基础上，我国也对风电、光伏发电等可再生能源发电制定和实行标杆上网电价政策。
为了鼓励可再生能源参与市场竞争，一些实行电力市场机制的国家将可再生能源上网电价与市场电价挂钩，为可再生能源发电企业提供了另一种上网电价机制的可能性。也就是说，可再生能源电源与其他常规电源一样参与竞价上网，政府在其结清电价的基础上，对单位上网电量给予一定的补贴，可再生能源能源最终上网电价为“市场结清电价+政府补贴”。电力市场电价是持续波动的，政府的补贴额度也会定期进行相应调整，但二者之和与政府直接定价方式下的上网电价水平会保持在基本相当的水平,典型国家是丹麦和荷兰。为了避免因市场剧烈波动而影响发电企业的收益预期，通常会规定上网电价的上限和下限。
与市场挂钩的定价方式是欧洲可再生能源上网电价政策的发展趋势。在德国、西班牙、捷克、斯洛文尼亚等4个欧盟成员国，两种固定电价定价方式是并存的。西班牙可再生能源发电企业可在政府定价和与市场挂钩之间任选其一，每一年有一次选择机会。从2012年开始，德国也允许可再生能源发电企业每个月进行一次选择。截至2012年2月，德国已有近60%的风电装机容量选择采用与市场挂钩的方式。
研究表明，欧洲可再生能源固定上网电价机制经历了从粗放到精细的发展演变过程。总体来看，欧洲可再生能源固定上网电价机制是随着可再生能源的发展，根据新的发展形势而不断地调整和完善，国家之间也在相互学习和借鉴，因此各国政策既有共同特点，也保持一定的国别特色。可再生能源固定上网电价机制具体包括定价机制和调整机制两个方面内容。
(一)定价机制主要考虑发电项目的实际成本，与资源状况、装机容量、新技术应用等因素有关，重点是体现公平原则
可再生能源上网电价水平与项目所在地资源状况密切相关。一般而言，资源越差的地区，上网电价越高。在德国，几乎没有任何两台风机的上网电价是相同的。德国根据实际风机发电量与参考风机发电量的比值关系确定该风机享受高初始电价的年限，比值越小，享受高初始电价的年限越长。法国规定风电的固定电价期限为15年，后5年电价取决于前10年平均设备利用小时数，前10年风电机组利用率越高，则后5年的上网电价越低。法国在2010年制定的光伏上网电价政策中，光照资源较差的北方地区上网电价是光照条件较好的南部地区的1.2倍。
对处于不同装机容量区间的发电项目制定差异化上网电价。对光伏发电来说，单个项目的装机容量越大，则单位发电成本就越低，这一特点也反映在了上网电价水平上。德国将建筑光伏上网电价分为5档，上网电价从13.5欧分—19.5欧分/千瓦时(折合人民币1.12元—1.61元/千瓦时)。意大利将常规光伏电站上网电价按照装机容量分为6档，上网电价在17.1欧分—27.4欧分/千瓦时(折合人民币1.42元—2.27元/千瓦时)。英国将建筑光伏上网电价分为7档，上网电价在8.9便士—21.0便士/千瓦时(折合人民币0.89元—2.09元/千瓦时)。该机制安排有利于在不同规模项目开发业主之间体现公平性，鼓励大、中、小各种类型光伏发电项目的共同发展。
对率先应用新技术的发电项目给予额外的电价激励。电网友好型新技术在发电侧的利用能够有效提高可再生能源发电的可预测性、可控制性和可调度性，但也会增加发电项目的投资成本，因此此类新技术的应用需要电价政策支持，以鼓励电网友好型技术及其他新技术应用。德国对2015年之前投运的、能够提供系统服务的风电场给予0.48欧分/千瓦时的额外电价奖励。意大利对运用新技术的建筑光伏一体化项目、聚光光伏发电项目提供的上网电价普遍高于常规光伏项目。
(二)调整机制既反映发电成本的变化，也与市场变化、本国规划目标、成本控制目标相一致，其目标是建立激励政策退出路径，实现本国可再生能源的均衡有序发展
上网电价水平进行定期评估和下调。在技术进步和规模效应等因素共同作用下，可再生能源发电成本呈现快速下降趋势。为了使上网电价水平与其发电成本相适应，避免出现过度激励，营造公平的市场环境，一些欧洲国家建立了上网电价定期评估和下调机制。德国陆上风电上网电价每年下调1.5%，海上风电每年下调5%。法国风电上网电价每年下调2%。意大利从2012年1月到12月，根据电站的种类和规模，每半年下调一次电价。西班牙、荷兰风电上网电价的政府补贴部分每年都要根据技术进步及发电成本变化情况调整一次。
根据规划目标完成情况调整上网电价。作为新兴产业，可再生能源发展速度往往超过政府规划和行业预期，定期的电价调整机制已经不能满足瞬息万变的可再生能源发电市场需要。因此，部分欧洲国家根据规划目标完成情况调整上网电价。德国确定每年新增光伏装机目标是250万-350万千瓦，如果上年度新增规模超过这一目标值，则要上调递减率，超过规划容量越多，递减率上调幅度越大，反之下调递减率(由于下调幅度不足以抑制过热的投资热情，德国2010年、2011、2012年实际新增光伏装机容量均超过700万千瓦，远超政府目标)。西班牙规定，当光伏装机容量达到规划容量85%后，将下调之后并网项目上网电价。葡萄牙在可再生能源装机容量达到一定量后将下调上网电价。
此外，部分欧洲国家对能够获得补贴的利用小时数做了特殊规定。西班牙对可获得电价补贴的风电、光伏发电小时数做了限制性规定。对于发电小时数超过规定小时数的风电场，超出部分不再享受政府电价补贴。从2010年12月开始三年内每年可获得补贴的光伏发电小时数1753减少到1250。从2012年7月1日开始，德国10千瓦及以下小型光伏电站80%的发电量，以及1兆瓦及以下光伏电站90%的发电量才能获得电价补贴(剩余的10%或20%发电量要么自用，要么按照市场电价出售)。
关键词: 风电装机风电机组可再生能源
除了固定上网电价机制，欧洲部分成员国还建立了基于可再生能源配额制的电价机制。瑞典、英国、比利时、意大利、波兰、罗马尼亚等6个国家建立了基于可交易绿色证书的配额制，该政策的核心的规定可再生能源发电量必须占到总消费电量的一定比例。在制定配额目标的同时，还建立了绿色证书交易市场。发电企业单位发电量可获得一个绿色证书，并在证书市场交易。瑞典绿色证书价格约为300-400瑞典克朗/兆瓦时(约合0.25元-0.35元/千瓦时)因此，配额制下可再生能源电价是由电力市场的销售电价和绿色证书市场的证书价格构成。
在可再生能源发展初期，一些欧洲国家进行特许经营权项目招标，可再生能源上网电价按照招标电价执行。报价最低者获得项目经营权，政府保证按照中标电价收购该可再生能源发电项目的发电量。这是很多欧洲成员国在可再生能源发展初期采用过的激励政策，但已逐渐被其他形式的激励政策所取代，现已不在欧洲主流政策之列。法国、丹麦等部分国家对海上风电等具有示范作用的项目实行特许权招标政策。
三、对我国的建议
我国在2009年制定了风电标杆上网电价机制，极大地促进了我国风电的规模化发展，太阳能光伏发电标杆上网电价也在2011年开始实施，随后又制定了分布式光伏电价补贴政策。与德国、西班牙等欧洲国家相比，我国可再生能源发电上网电价机制还处于粗放式阶段，仍然需要进一步改进和完善，主要有以下两个方面的建议。
(一)上网电价需要与发电成本相一致
可再生能源发电项目在资源状况、装机容量、新技术应用等方面的不同直接导致度电成本的差异，客观上要求上网电价体现这些方面的差异性。我国已经分别对四大风资源区制定了风电标杆上网电价，但光伏上网电价尚未体现地区间的太阳能资源差异性，对不同容量项目也是采取“一刀切”的做法。建议国家进一步出台分资源区、分装机容量的光伏上网电价机制。
(二)应建立上网电价的灵活调整机制
随着技术的进步和开发规模的扩大，可再生能源发电成本呈快速下降趋势，从降低社会总成本、鼓励发电企业降本增效、避免行业大起大落的角度出发，政府应逐渐减少电价补贴力度，直至补贴政策最后完全退出。我国风电标杆上网电价实施三年来，电价水平未作任何调整，而此期间风电项目造价大幅下降，在不考虑弃风限电因素情况下，风电成本已显著降低，由此引起了近几年风电的爆炸式增长，并产生了消纳难等一系列问题。光伏电池及组件成本快速下降，但现行光伏上网电价政策并未提及调整机制。建议有关部门借鉴欧洲经验，根据成本变化及国家规划目标制定出台风电、光伏发电上网电价的灵活调整机制。
