大型可再生能源项目：
可再生能源义务
根据英国《2000年公用事业法》（UK'sUtilitiesAct2000），英格兰、威尔士和苏格兰从2002年开始实施“可再生能源义务证书制度”（RenewableObligation，简称RO）。该法案明确了电力供应商是英国可再生能源义务的责任主体，并且规定了可再生能源发展的各个阶段，大型可再生能源电量在供应商总电量中的具体比例：2003年要求达到3%，其后逐年递增，到2010年要求达到10.4%，到2015年要求达到15.4%。可再生能源义务政策实施以后，英国可再生能源电力进入了快速发展的时期，发电量年均增长速度达到12%。2005年，可再生能源义务制度的范围扩大到了北爱尔兰地区。
截止到目前，可再生能源义务证书制度仍然是英国政府支持大型可再生能源项目的主要政策。英国电力监管机构OFGEM中的E-Serve部门负责可再生能源义务证书（RenewablesObligationCertificates，简称ROCs，也称为“绿证”）的颁发和整个ROC交易体系的运行和监管。以下是RO的具体操作流程：
1、具有可再生能源义务证书制度资质的可再生能源发电企业会每个月向E-serve报备他们的预测发电量，E-serve则根据符合规定的可再生电力产出向可再生能源发电企业颁发相应的可再生能源义务证书（ROCs）。
2、可再生能源发电企业可以向电力供应商或中介交易机构出售可再生能源义务证书，这些发电企业可以获得除在电力市场中销售电能量之外的收入，以补助其前期投资成本。需要强调的是，可再生能源义务证书的出售和电力产出的出售是相对独立的，尽管大部分的可再生能源义务证书被出售给了购买电力产品的供应商。
3、每年6月份，电力供应商需要向E-serve证明，其在过去的一年当中已经获得与其电力供应量相对应的可再生能源义务证书。这些可再生能源义务证书既可以向可再生能源发电企业购买，也可以在可再生能源义务证书二级市场上购买，这个二级市场每月进行一次交易。电力供应商如果无法向E-serve提交足够数量的可再生能源义务证书，则必须要向OFGEM缴纳罚金，标准则是按照政府设置的“买断价格”，该价格每年根据零售价格指数（RetailPriceIndex，简称RPI）进行调整。2002年刚开始执行时，买断价格为30英镑/ROC，2016年已经上涨到45英镑/ROC。所有处罚的收入都会进入特定的基金，并按照电力供应商完成可再生能源义务的比例进行重新分配，返还给电力供应商。
相反地，如果电力供应商获得的可再生能源义务证书超过其电力供应量相对应的数量时，可以在二级市场上进行出售，或者将富裕的证书保留到第2年向E-Serve提交。因此，二级市场上ROCs的价格主要受到可再生能源发电企业可以向市场供应的证书数量的影响。例如，如果在过去的一个月里，风力发电的情况比较好，那么二级市场上的价格就会比较低。由于电力供应商具有购买证书和缴纳罚金两种选择，在每年电力供应商向E-serve提交证书证明的月份，二级市场的价格与买断价格往往都非常接近。
2009年前，可再生能源发电企业每产出1Mwh的电量，就可以获得一个可再生能源义务证书。然而，这种方式不能有效地引导不同成本发电技术的发展。因此，从2009年开始，根据可再生能源发电技术以及投产时间，发电企业每产出1Mwh的电量所能够获得的证书数量开始出现不同：成本较高的发电技术，企业每产出1Mwh的电量所获得的证书也较多，这就能够有效地提升资本对这类发电项目的兴趣，同时也会更大地促进这类技术的发展和进步。
小规模可再生和低碳技术：
上网电价补贴
上述的可再生能源义务证书制度是针对大型可再生能源项目的，为了促进小规模可再生能源和低碳发电技术，英国在2010年4月引入了上网电价补贴（Feed-intariffs，FiTs）政策，要求电力供应商对符合要求的可再生能源电源的发电量和上网电量进行固定补贴，这与我国的分布式光伏发电补贴政策较为类似。
根据英国原能源与气候变化部（DECC）发布的政策，上网电价补贴政策适用于装机容量不超过5MW的水电、风电、太阳能光伏发电和生物质能发电，以及装机容量不超过2kW的微型热电联产项目。与此同时，政府还制定了各类发电技术的上网电价目录，这些上网电价目录会在每年的四月份，根据零售价格指数（RPI）情况进行一次调整。此外，政府还会定期进行审查，根据每种可再生能源发电技术在过去几个月的投产情况，可能会降低相应的上网电价。这种审查制度对于太阳能光伏发电每个季度进行一次，对于其他发电技术则是半年进行一次，这样就确保了对这些发电技术的补贴水平，是与其成本下降曲线相适应的，从而降低了单位电量的补贴水平以及补贴金额的总规模。
引入市场化的补贴方式：
差价合同
自2002年设立可再生能源义务证书制度以来，英国的可再生能源装机提高了数倍。但是，可再生能源义务证书制度也产生了很多的问题，例如由于缺乏市场竞争机制，造成这些可再生能源发电项目的成本居高不下。此外，可再生能源义务证书的价格波动，无疑也给可再生能源发电企业投资者的融资带来的较高的成本。而这些成本，最终都需要广大电力消费者来买单。下面这张图显示了当前英国电力用户电费账单中，各类补贴政策的金额，可以发现绝大部分补贴金额都流向了可再生能源义务证书制度的发电项目。（见图1）
然而，英国政府在2011-12财年通过了征税控制框架（LevyControlframework），其中设定了可再生能源发电补贴的总预算，并希望在该预算下实现2020年30%电力由可再生能源供应的目标。因此，英国政府希望通过新一轮的电力市场改革（EMR），将原有的可再生能源义务证书制度，向融合了市场竞争的差价合同（Contractsfordifference，简称CfDs）机制过渡。英国可再生能源差价合同从2015年开始实施，并在2017年4月份开始全面取代可再生能源义务证书制度。不过，之前已经获得可再生能源义务认证的项目仍然可获得最多20年的支持。
在差价合同制度下，政府会设立并拥有一个私人公司，即差价合同订约方（CfDCounterparty），负责签署和管理差价合同以及管理差价合同支付。发电企业像往常一样通过电力市场出售电力产出，然后获得电力售价与执行价（strikeprice）之间的价差支付（differencepayment）。当电力市场价格高于执行价时，发电企业需要返还电力售价与执行价之间的价差，避免发电企业获得过高的收益。可以看出，英国差价合同设计的初衷，是为了给予所有的低碳电力（包括核电、可再生能源以及碳捕捉与储存）最有效的长期支持。通过这种方式，给予投资者在收益方面更大的确定性，从而降低项目的融资成本以及政策成本。
差价合同的执行价是差价合同的核心内容，对于帮助政府实现发展可再生和低碳能源，确保电力供应安全的政策目标具有重要意义，同时也确保其经济影响是消费者能够承担的。在2015年刚刚引入差价合同时，政府估计发电项目的均化成本（levelisedcost），并以此来设定执行价和补贴上限。从总体上说，政府在估计均化成本时考虑的因素包括：发电技术、市场条件、政策考量等。
2017年4月份以前，可再生能源义务和差价合同机制并行运行。此期间差价合同的执行价遵循“RO-X（RenewablesObligationsminusX）”的原则制定，其目的是保证可再生能源义务和差价合同能够给发电项目投资者相同的激励，该原则中的X因子反映了相比于可再生能源义务，差价合同机制降低可再生能源发电投资商的最低预期资本回报率（hurdlerate）以及电力购买协议风险的水平。
2017年4月份以后，新的可再生能源发电项目不能再申请可再生能源义务证书，此时差价合同执行价的制定主要考虑征费控制框架下可承受的水平，以及发电技术未来成本的预期。发电技术未来成本取决于对特定技术“学习速率（learningrates）”的预期和假设，以及全球发电技术部署的情况，因此存在很大的不确定性。
在从可再生能源义务证书制度，向差价合同机制转换的过程中，为了充分向市场展示差价合同的可行性，也为了保障可再生能源发电企业的利益，英国政府在2013年3月引入了过渡性的可再生能源最终投资决定（FinalInvestmentDecisionEnablingforRenewables，简称FIDeR）机制，以引导低碳电力项目的开发商在差价合同机制之前进行最终投资的决定。在该政策下，低碳发电项目开发商可以在长期差价合约签订之前提交投资合约申请，确保了一些低碳发电项目可以迅速推进，可以促进这些具有经济可行性，并能实现稳定供电的发电项目提供政策支持。
作为过渡性运行机制，参与FIDeR的可再生能源电力申请在2013年7月1日关闭。2014年4月23日，英国政府宣布一共向八个可再生电力项目提供了最终投资决定合同，这些项目包括海上风电场，煤炭到生物质的转换，以及一个具有热电联产的专用生物质电厂。到2020年，这些项目将提供高达120亿英镑的私营部门投资，支持8500个就业岗位，新增4.5GW的低碳装机机组（约占总容量的4%）。
启示
目前，我国对于大规模可再生能源发电项目基本上采用分资源区标杆上网电价的形式，而分布式可再生能源发电项目则以上网电价补贴政策为主，这两种补贴形式从本质上是一样的，造成可再生能源发电补贴政策较为单一。同时，标杆上网电价政策缺乏市场竞争机制，即不利于促进同类发电技术的降低成本，也无法充分有效地对不同发电技术进行政策引导。同时，由于我国可再生能源补贴缺乏有效的预算管理机制，导致可再生能源补贴缺口逐年增长。据不完全统计，2009年的补贴缺口仅为13亿，而到2016年缺口已接近600亿元。
目前，英国采用的可再生能源电力差价合同机制，需要电力现货市场提供价格信号，并以此为基础确定补贴水平。然而，中国的电力现货市场仍然在建设的过程中，因此现阶段将以可再生能源义务为主要的市场化补贴方式。具体而言，包括以下几个方面的机制建设：
第一，明确消费侧配额考核主体，电网企业通过附加向非市场化用户传导。
目前，我国对于可再生能源配额的责任主体存在较大争议，国家能源局2016年初下发了《关于征求建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知意见的函》，提出了发电侧考核的观点，很多业内人士也认为发电侧考核操作起来比较简单。然而，发电侧考核对于消费侧没有任何激励，因此并不利于可再生能源成本的分摊，和有效解决我国当前的可再生能源消纳难题。因此，建议将消费侧作为我国可再生能源配额的考核主体，以有效促进可再生能源的消纳。
我国的售电市场仍然处于初级阶段，大量非市场化的用户仍然是由电网公司提供电力服务，因此在引入消费侧配额制考核的同时，需要将电网公司购买可再生能源证书的成本，以可再生能源附加的形式向终端的非市场化用户传导。因此，可再生能源附加在一定时期内仍然会存在，但是由全国统一制定和执行，变为各省（区、市）分别制定和执行。与此同时，除了电网企业有可再生能源配额责任之外，参与市场化交易的大用户和售电公司也有相应的责任。随着售电市场的逐步放开，未来全部用户都进入售电市场后，可再生能源附加就没有存在的必要了，售电公司购买绿证的成本可以由售电公司以更灵活的方式向用户传到。
二是，从统筹分配可再生能源发展成本的角度，确定统一的可再生能源配额标准。2016年3月，国家能源局发布了《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，首次明确了2020年各省（区、市）能源消费总量中的可再生能源比重目标在5%到13%之间，而全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标为9%，同时还明确了非水电可再生能源电力消纳量比重指标核算方法。然而，上述《指导意见》着重从非水电可再生能源电力消纳的角度出发，因此配额目标的设定考虑了各地区非水可再生能源资源的禀赋情况：资源禀赋较好的省份，其可再生能源目标也较高，终端电力用户分摊的可再生能源成本也会比较高。然而，这些地区往往都是经济相对欠发达地区，对电价的承受能力相对较低。
配额制和绿证制度是一种可用于可再生能源成本的分摊的机制，并没有和可再生能源的物理消纳直接挂钩。因此，紧紧围绕我国2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，应该制定全国统一的可再生能源配额标准，这样既可以体现全国各省（区、市）对上述战略目标的共同责任，又可以避免政策制定部门和各省（区、市）陷入配额目标的博弈，并造成相关政策的延迟出台，同时还可以促进可再生能源成本在各省（区、市）更公平合理的分摊。与此同时，由于水电在我国可再生能源的比重较大，从保障上述能源发展战略目标的角度出发，也可以借鉴英国在《非化石燃料义务政策》阶段，以及目前加拿大部分省的做法，向水电提供绿证，以提高水电的市场竞争力，促进水电的消纳。当然，应该从发电技术成本、发展趋势等角度，考虑向水电单位发电量发放的绿证数量。
考虑到各地区对于电价的承受能力，甚至可以在经济发达地区制定更高的可再生能源配额目标，让这些地区分摊更多的可再生能源成本，为我国可再生能源事业的发展提供更多的资金支持。
三是，建立可再生能源跨省跨区消纳机制，鼓励可再生能源电力与绿色证书打捆购买。
中国可再生能源资源与经济发展水平、电力需求总体上呈现出逆向分布的特点，因此可再生能源装机较多的省份，可再生能源电力不能全额消纳，迫切需要通过跨省跨区的可再生能源交易解决消纳的难题。然而，当前可再生能源的跨省区消纳即存在物理网络约束，也存在可再生能源电力价格太高引起的经济约束，其中经济约束的矛盾较为突出。
因此，为促进可再生能源的跨省跨区消纳，应该在绿证制度保障可再生能源企业收益的基础上，建立可再生能源跨省跨区消纳机制，从而打破可再生能源电力价格太高引起的经济约束。同时，鼓励签订电力和绿证打捆的购售协议，促使经济相对发达、电价承受力较强的省份，更多地购买经济相对欠发达省份的可再生能源电力和绿色证书，在满足自身配额责任的同时，切实促进可再生能源电力的跨省跨区消纳。
