當前我國可再生能源規(guī)劃的執(zhí)行評估

□劉明德 楊玉華

[四川大學 成都 610064]

引言

可再生能源具有資源分布廣、開發(fā)潛力大、環(huán)境影響小、可永續(xù)利用的特點。開發(fā)利用可再生能源已成為世界各國保障能源安全、應對氣候變化的重要措施，也是我國應對日益嚴峻的能源環(huán)境問題的必由之路。本世紀初，我國制定了《可再生能源法》《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》，2011年11月，我國提出在2015年和2020年非化石能源分別占一次能源消費比重11.4%和15%的目標。同時，進一步細化了風電、太陽能發(fā)電、生物質能等各類可再生能源發(fā)展的“十二五”規(guī)劃。從2011年至今，已經過去3年有余，現(xiàn)在是進行執(zhí)行評估的時候了。

本文研究方法主要包括文獻研究、比較分析（主要是與德國比較），以我國可再生能源“十二五規(guī)劃”目標和《2014年中國可再生能源產業(yè)發(fā)展報告》提供的數(shù)據(jù)為主要依據(jù)，進行定量分析與定性分析，按照“規(guī)劃藍圖-實施情況”的一致性評估方法，具體采用政策執(zhí)行評估中的目標完成程度評估法，對我國可再生能源規(guī)劃的總目標和主要指標完成情況進行評估；依據(jù)執(zhí)行階段評估法對可再生能源十二五規(guī)劃取得的階段性成果進行評估。

計算目標各項目的實際完成程度，公式為：實際完成程度=實際完成數(shù)÷計劃完成數(shù)×100%，通過對可再生能源消費總量、裝機容量、發(fā)電量等主要指標的進展情況進行評價，得出目前可再生能源規(guī)劃指標完成情況，進而發(fā)現(xiàn)規(guī)劃實施中出現(xiàn)的偏差，為進一步落實可再生能源“十二五”規(guī)劃及中長期規(guī)劃提出建議。

目前對我國可再生能源規(guī)劃執(zhí)行評估的研究極少，相關文獻主要有：熊良瓊、吳剛回顧了美國、加拿大、德國、中國等典型國家的可再生能源發(fā)展歷程，系統(tǒng)介紹了這些國家的可再生能源激勵政策，對各國政策的實施經驗進行對比分析，為完善我國可再生能源政策提供決策參考[1]。楊延以法律法規(guī)保障政策、經濟激勵政策以及技術創(chuàng)新支持政策為著眼點，通過分析德國可再生能源發(fā)展在政策方面的成功經驗，找出其借鑒意義[2]。趙喆在總結我國可再生能源利用政策，如固定電價、電力配額制的基礎上，分析我國風電和太陽能發(fā)展現(xiàn)狀，展望可再生能源發(fā)展前景[3]。對配套政策“問題與對策”的研究，大部分學者認為，我國可再生能源發(fā)展同西方國家還有較大差距，存在政策不穩(wěn)定、分散管理、研發(fā)投入不足、市場化程度低、技術障礙等問題。栗寶卿則探討影響我國可再生電力能源可持續(xù)發(fā)展的突出問題[4]；Thomas Pregger等人把可再生能源政策的長期執(zhí)行和德國能源系統(tǒng)未來可能的結構相結合，為可再生能源的轉化進程提出了一個持續(xù)性方案[5]。通過底層研究提供的詳實數(shù)據(jù)，設計出德國能源體系轉型的長期路線圖。Shun- Chung Lee，Li-Hsing shih也提出了一個政策效益評價模型，對政策價值進行定量評估[6]。

一、我國可再生能源規(guī)劃總目標和主要指標完成情況評估

（一）可再生能源規(guī)劃消費量完成情況

十二五規(guī)劃指出，到2015年和2020年非化石能源占一次能源消費比例分別達到11.4%和15%的目標。到2015年全部可再生能源的年利用量達到4.78億噸標準煤，其中商品化可再生能源年利用量4億噸標準煤，在能源消費中的比重達到9.5%以上。根據(jù)國家可再生能源中心統(tǒng)計，2013年全國一次能源消費總量為37.6億噸標煤，可再生能源占一次能源消費的比例由2006年的6.74%提高到10.62%。其中，可再生能源含水電供應量約為3.4億噸標準煤，已完成規(guī)劃目標的71%。如果包括太陽能熱水器、農村沼氣等非商品化能源利用方式，2013年我國非化石能源利用總量經折算達到4.05億噸標準煤，占一次能源消費量已達11.5%[7]。如圖1所示，自我國《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》制定以來，可再生能源消費量占一次能源消費量之比除2009年有小幅下降之外，其他年份均有成增長趨勢。將2013年的數(shù)據(jù)與十二五規(guī)劃目標對比來看，可再生能源消費量已實現(xiàn)規(guī)劃目標的71%左右（3.4億噸標煤/4.78億噸標煤），若按此推算，2015年可再生能源占一次能源消費量比例為9.5%的規(guī)劃目標太低，應作出調整。

圖1 2005～2015年可再生能源消費總量 及占一次能源消費量比例

（二）可再生能源規(guī)劃裝機容量與發(fā)電量完成情況

本節(jié)中，將可再生能源發(fā)展目前完成情況跟2015年規(guī)劃目標比較時，由于2014年第四季度的數(shù)據(jù)欠缺，考慮到數(shù)據(jù)對比的合理性，計算發(fā)電量時，以2013年底的數(shù)據(jù)為參照與十二五規(guī)劃指標對比；計算累計發(fā)電裝機容量時，采用截止到2014年前三季度的數(shù)據(jù)為參照與十二五規(guī)劃指標對比；計算新增發(fā)電裝機容量完成程度的方法：十二五時期新增總量（2011～2015）/十二五規(guī)劃指標，得出目前已完成十二五規(guī)劃指標情況。

1．總目標均已提前完成

規(guī)劃預計十二五時期，可再生能源新增發(fā)電裝機1.6億kw，到2015年可再生能源發(fā)電量爭取達到總發(fā)電量的20%以上。近年來，在全球可再生能源市場不景氣的情況下，我國可再生能源發(fā)電裝機量和發(fā)電量均得到平穩(wěn)提升，如圖2所示。根據(jù)國家能源局提供的數(shù)據(jù)，截至2014年底，我國可再生能源發(fā)電累計裝機達到4.3億kw，占全部發(fā)電裝機的32%，其中，十二五時期我國可再生能源新增裝機容量為17857萬kw，完成規(guī)劃總目標1.6億kw的111.6%，提前一年超額完成規(guī)劃目標。此外，我國可再生能源發(fā)電量已占全國總發(fā)電量的五分之一，2013年我國總發(fā)電量53474億kw·h，可再生能源發(fā)電量10809億kw·h，已提前兩年完成十二五規(guī)劃目標。2014年可再生能源發(fā)電量1.2萬億kw·h，已占全部發(fā)電量的22%。鑒于此，可再生能源新增發(fā)電裝機容量與發(fā)電量規(guī)劃指標太低，在“十三五”規(guī)劃中應作適當調整。

圖2 2005～2014年可再生能源發(fā)電裝機容量與發(fā)電量

2．主要指標實現(xiàn)程度參差不齊

由表1可知，我國水電已完成十二五時期新增裝機容量規(guī)劃目標的107.39%左右，其中溪洛渡等一批西電東送大型水電項目累計裝機容量超過2.9億kw，提前一年完成“十二五”規(guī)劃目標。自2011年以來，十二五時期風電新增裝機容量5944萬kw，完成規(guī)劃目標的77.76%，累計裝機容量達8574萬kw，完成規(guī)劃目標的85.74%。十二五時期，我國太陽能發(fā)電新增裝機容量達2235萬kw，已完成規(guī)劃目標的111.75%；太陽能累計裝機容量也已超過2100萬kw的規(guī)劃目標。2013年，我國生物質能發(fā)電新增裝機容量增速有所放緩，截至2014年9月，生物質能累計裝機容量超過940萬kw，目前已完成規(guī)劃指標的72.31%。綜上，我國可再生能源在新增發(fā)電裝機容量方面，水能、太陽能已提前完成十二五規(guī)劃指標，風能也已完成近八成。在累計發(fā)電裝機容量方面，只有太陽能遠超十二五規(guī)劃指標，水能已基本完成規(guī)劃，風能完成八成有余，但生物質能還只達到 七成。

表1 十二五時期我國可再生能源并網發(fā)電裝機容量和發(fā)電量統(tǒng)計表

3．光伏年度計劃未達標

國家能源主管部門將2014年新增光伏發(fā)電裝機容量年度目標設定為1400萬kw，其中光伏電站600萬kw，分布式800萬kw，分布式占光伏發(fā)電建設規(guī)模的60%。2014年前三季度，全國新增光伏發(fā)電并網容量僅為379萬kw，僅完成全年新增光伏發(fā)電裝機容量1400萬kw之目標的約27%。倘若并網太陽能發(fā)電與并網運行光伏發(fā)電裝機容量相一致，根據(jù)國家能源局發(fā)布的消息：“2013年全國累計并網運行光伏發(fā)電裝機容量為1942萬kw”，以及“2014年并網太陽能發(fā)電全年累計絕對量為2652萬千瓦”，可推測2014年新增光伏發(fā)電并網容量僅為710萬kw，離規(guī)劃目標差距很大，但裝機量是否與并網量一致，還有待國家能源局發(fā)布《2014年光伏發(fā)電統(tǒng)計數(shù)據(jù)》來驗證。

2014年新增光伏發(fā)電裝機目標難以實現(xiàn)，主要原因在于：

一是脫離實際、缺乏論證，導致光伏年度計劃結構不合理。截至2013年底，我國累計光伏裝機1942萬kw，其中，光伏電站為1632萬kw（占84%），分布式光伏只有310萬kw（占16%）；而且2013年新增光伏裝機1291萬kw中，光伏電站為1211萬kw（占94%），分布式只有80萬kw（占6%）。由此看來，國家能源主管部門在制定目標時，只考慮到上一年度新增光伏裝機的爆發(fā)式增長態(tài)勢，以及當時的財稅等利好政策，卻忽視了分布式光伏的發(fā)展基礎比光伏電站薄弱太多之現(xiàn)實，以及分布式光伏較難實現(xiàn)大范圍應用等局限，導致光伏新增裝機年度目標訂得太高，計劃難以完成。

表2 分布式光伏與光伏電站新增并網裝機容量

表3 自2012年以來德國太陽能光伏的上網電價 （歐分/千瓦時）①

二是緣于國家當前對光伏電站和分布式光伏補貼的差距，以及分布式光伏面臨屋頂使用權不明晰等問題，使光伏電站更有吸引力。國家對光伏電站發(fā)電保證0.9～1.0元/kw·h的標桿上網電價，而對分布式光伏發(fā)電則實施0.42元/kw·h的補貼。而德國分布式光伏電站是按裝機量進行電價補貼，如表3所示，以目前匯率來換算，德國2014年7月10kWp以上的分布式光伏上網電價補貼約0.9元，10MWp以上地面電站的補貼約0.6元。顯然，德國電價補貼政策向分布式光伏傾斜，跟我國電價補貼恰恰相反，而且遠高于我國分布式光伏補貼水平。鑒于此，我國應提高分布式光伏補貼水平，降低地面電站補貼，才能激發(fā)投資居民用電項目的積極性，從而促進分布式光伏目標得以完成。

二、可再生能源結構與統(tǒng)計數(shù)據(jù)一致性 評價

（一）可再生能源發(fā)展結構分析

世界能源委員會（WEC）通過統(tǒng)計世界各種可再生能源發(fā)電的裝機容量與年生產電力，得出各能源發(fā)電利用率平均值。據(jù)此，考慮相同的投入，可再生能源電力產出由高到低依次是地熱、生物質、水電、風電、太陽能（見圖3）。實際上，這種排序是以效率策略向世界提供了一種較合理的可再生能源開發(fā)結構，從發(fā)電量結構方可看出可再生能源總體開發(fā)情況。德國2013年可再生能源發(fā)電總量3180億kw·h，發(fā)電量占比由高到低依次為生物質能（62.0%）、風能（16.8%）、水電（6.7%)，光伏(9.4%)，太陽熱能(2.1%)，除了地熱能（3.0%）發(fā)展較慢，其可再生能源發(fā)展結構跟“同等投入條件下可再生能源電力產出排序”基本一致。

圖3 同等投入條件下可再生能源電力產出排序

然而，目前我國可再生能源利用結構卻恰恰相反，雖然我國2013年可再生能源發(fā)電量10749億kw·h略高于德國，但可再生能源整體結構不合理，發(fā)電量占比從多到寡依次為水電、風能、太陽能、生物質能、地熱能，這不僅與“同等投入條件下可再生能源電力產出排序”大相徑庭，而且從圖4與圖5明顯看出，無論發(fā)電量還是裝機容量，兩國生物質能與水能開發(fā)現(xiàn)狀都成鮮明對比。

一方面，德國生物質能發(fā)電量高達62.0%，其中，固態(tài)生質能（熱）36.7%，氣態(tài)生質能（電）15.1%，生質燃料10.3%[8]，而我國生物質能發(fā)電量僅占3.2%，生物質供熱和燃料利用也不樂觀。雖然生物質成型燃料、農業(yè)廢棄物沼氣工程、林業(yè)剩余物利用已有一定進展，但受技術創(chuàng)新與利用規(guī)模等限制，我國生物質能產業(yè)陷入發(fā)展“瓶頸”期。另一方面，我國水能發(fā)電量占比83.4%，但無論裝機容量還是發(fā)電量，仍以大型水電基地建設為主，小水電開發(fā)呈無序狀態(tài)，而德國等西方國家的大水電發(fā)電量是不計入可再生能源利用總量的。因為大水電開發(fā)明顯破壞生態(tài)與人文環(huán)境，所以，大水電不宜列為可再生能源，從這個角度而言，我國可再生能源比重應重新計算。以2013年的數(shù)據(jù)為例，若扣除大水電，則我國可再生能源占一次能源消費量的比重僅為1.3%左右，可再生能源在我國的利用率非常低。此外，我國風能與太陽能不僅裝機規(guī)模與德國相距甚遠，而且發(fā)電量占比低，目前還面臨并網難的困境。

圖4 中國與德國2013年可再生能源利用結構圖對比（發(fā)電量）

圖5 中國與德國2013年可再生能源利用結構圖對比（累計裝機容量）

（二）可再生能源統(tǒng)計數(shù)據(jù)一致性分析

《中國可再生能源產業(yè)發(fā)展報告2014》第16頁中指出，2013年我國發(fā)電量53474億kw·h，生物質能發(fā)電量約占全國總發(fā)電量的0.8%。由此，筆者可算出生物質發(fā)電約428億kw·h。另外，此報告統(tǒng)計的可再生能源發(fā)電量10749億kw·h，其中，水電發(fā)電量8963億kw·h，風電發(fā)電量1349億kw·h，太陽能發(fā)電量95億kw·h，易知，這四種可再生能源發(fā)電量總和為10835億kw·h，還未考慮地熱能、海洋能等可再生能源，顯然就已超過10749億kw·h。此外，該報告圖1-14統(tǒng)計的發(fā)電量卻又變?yōu)?0809億kw·h。即使在同一份報告中，數(shù)據(jù)都未統(tǒng)一，這不禁讓人發(fā)問，哪個統(tǒng)計數(shù)據(jù)才是可信的？這些數(shù)據(jù)以何種標準得來？

此外，由于我國可再生能源發(fā)展缺乏監(jiān)督評估機制，未規(guī)范統(tǒng)一的評估工具與統(tǒng)計標準，導致各部門發(fā)布的數(shù)據(jù)不一致。筆者在搜集資料過程中，發(fā)現(xiàn)國家可再生能源中心、發(fā)改委、國家能源局以及北極星電力網公布的可再生能源相關數(shù)據(jù)并不統(tǒng)一，同時，這些單位提供的數(shù)據(jù)同“BP世界能源統(tǒng)計2014”中的數(shù)據(jù)也有較大誤差，如表4所示。

表4 我國2013年能源構成部分數(shù)據(jù)比較②

三、我國發(fā)展可再生能源的政策工具評估

我國可再生能源產業(yè)的主要扶持政策為固定電價政策，風電、太陽能與大型地面電站開始為特許權招標，后轉為固定電價，2013年實行按資源區(qū)標桿上網電價。太陽能將全國原有電價調整為三類資源區(qū)，分別執(zhí)行0.9元/ kw·h、0.95元/ kw·h和1元/kw·h的標桿上網電價，明確執(zhí)行期限為20年。對分布式光伏發(fā)電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為0.42元/（kw·h）[3]。顯然，分布式光伏電價補貼遠低于地面光伏電站，這也是導致目前分布式光伏進展緩慢的主要障礙。我國這種分區(qū)電價模式跟德國按裝機量大小的電價模式（見表3）相比，德國模式能鼓勵太陽能光伏電站的安裝，而我國分區(qū)模式不具激勵作用。此外，風能也按資源稟賦將全國分為四類資源區(qū)，從Ⅰ類到IV類資源區(qū)分別執(zhí)行0.49元/kw·h、0.52元/kw·h和0.56元/kw·h和0.61元/kw·h的標桿電價③。由固定電價向標桿上網電價的轉變，以地區(qū)可再生能源的資源稟賦為依據(jù)確定電價的方式，相比之前的固定電價，將有利于實現(xiàn)可再生能源資源的優(yōu)化配置。

我國可再生能源電力配額政策的出臺，是對固定電價制的補充。配額政策雖然明確規(guī)定了責任主體、責任分工和指標分配，但若本身規(guī)劃不當或配額制施行過程中監(jiān)管不到位，難免會出現(xiàn)造假完成指標的情況。

四、我國可再生能源規(guī)劃執(zhí)行的障礙及原因分析

目前，我國可再生能源發(fā)展還面臨缺乏長遠規(guī)劃，追蹤評估機制欠缺、生物質能發(fā)展遇瓶頸、風能與太陽能發(fā)電消納能力不足、小水電呈無序開發(fā)狀等諸多問題。

（一）我國可再生能源發(fā)展缺乏長遠規(guī)劃

德國在2010年6月通過2050年能源規(guī)劃愿景，體現(xiàn)了長期利用再生能源戰(zhàn)略路線圖。德國能源轉型計劃將逐步放棄核電，可再生能源在能源消費中的占比目標為：到2020年達到35%，2030年達到50%，2040年達到65%，2050年則超過80%[9]。而相比之下，我國可再生能源發(fā)展只規(guī)劃到2020年，規(guī)劃時間太短，缺乏前瞻性與激勵性。

（二）法律規(guī)章政策不完善，監(jiān)督評估機制欠缺

雖然我國《可再生能源法》在實踐中不斷改進，但仍存在可操作性不強、信息缺乏及時公開、監(jiān)督評估機制欠缺等諸多問題。例如，《可再生能源法》第十四條規(guī)定“發(fā)電企業(yè)有義務配合電網企業(yè)保障電網安全。”但發(fā)電企業(yè)的具體義務并無細則作說明；也沒有把信息通報和信息公開的內容加以法律化，只有第十九條提及“上網電價應當公布”，至于何時何地以及采取什么形式公布，均未作具體規(guī)定。此外，我國《可再生能源法》中沒有關于定期追蹤與評估的規(guī)定，對可再生能源規(guī)劃指標完成情況如何評定，也未在法律上作出具體要求與說明。

（三）產業(yè)政策執(zhí)行受阻，生物質能發(fā)展遇瓶頸

加快生物質產業(yè)發(fā)展，關鍵在于技術創(chuàng)新。我國可再生能源技術的創(chuàng)新研發(fā)還很薄弱，一度成為生物質能發(fā)展緩慢的主因。目前，我國生物質發(fā)電尚處于示范項目階段，生物質能在新能源發(fā)電結構中占比極小，但僅依靠個別項目建設進行技術嘗試，難以形成創(chuàng)新推動和產業(yè)集群效應[7]。我國生物質能發(fā)電行業(yè)停滯不前，除了發(fā)電廠燃料供應不足、補貼政策不完善、建設成本高、技術水平低等因素外，真正阻礙在于政策無法執(zhí)行。陳義龍④曾表示，生物質能源發(fā)展緩慢是化石能源集團綁架政府、操縱政策所致，其證據(jù)是：生物質油每噸成本約 7000元，遠低于商品油每噸 9000 元的價格，但現(xiàn)實情況是價廉的生物油并未得到廣泛推廣。生物質能產業(yè)政策和規(guī)劃重在落實，但因既得利益集團架空政策，使經濟、社會效益兼優(yōu)的生物質能缺乏政策扶持與激勵，導致生物質能發(fā)展步履維艱。

（四）市場調節(jié)作用不明顯，風電消納能力不足

目前，我國可再生能源發(fā)展的市場化程度較低，嚴重制約著我國可再生能源的發(fā)展。其中，風電與太陽能開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)尤為明顯，遭遇并網難和無法消納問題，棄風限電、太陽能產能過?，F(xiàn)象層出不窮。配額制政策的出臺，要求電網企業(yè)全額保障性收購電力的規(guī)定，將在一定程度上抑制棄風限電現(xiàn)象，但配額制政策不利于可再生能源產業(yè)的市場化，宜減少其作用，而加大鼓勵機制。

（五）地方政府規(guī)劃審批缺位，小水電呈無序開發(fā)狀

雖然我國目前已建成4萬多個小水電，但規(guī)劃到2015年建成湖北等5個300萬kw的小水電大省及四川等5個500萬kw的小水電強省之目標難度較大。無論裝機容量還是發(fā)電量，水能開發(fā)仍以大型水電基地建設為主，小水電開發(fā)存在諸多問題。一方面，地方政府缺乏長期計劃、水能資源開發(fā)審批過程混亂。開發(fā)使用權被無償占有、任意轉讓，水能資源開發(fā)呈“無規(guī)劃、無審查、無監(jiān)督、無驗收”狀態(tài)。另一方面，投資商掠奪性開發(fā)、搶占資源現(xiàn)象頻發(fā)，過分追求經濟利益，造成河道生態(tài)環(huán)境惡化。

五、創(chuàng)新國家扶持政策，促進可再生能源規(guī)劃執(zhí)行

我國可再生能源開發(fā)利用雖已取得進展，但相應的法律政策體系尚不完善，開發(fā)管理機制還不健全，我國可再生能源發(fā)展亟需健全的法律、創(chuàng)新的技術、合理的規(guī)劃以及市場化的運營環(huán)境。

（一）長遠規(guī)劃可再生能源發(fā)展愿景

德國聯(lián)邦政府的政策愿景與實際支持，包括法令的完善、示范計劃、刺激誘因、巨資投入研發(fā)等，都是促成太陽能產業(yè)在德國發(fā)展壯大的因素[9]。鑒于我國可再生能源缺乏長遠規(guī)劃之現(xiàn)狀，應堅定我們發(fā)展環(huán)保能源的決心，制定長遠且合乎實際的發(fā)展目標，學習德國在能源全面轉型中高瞻遠矚之經驗，盡早為我國可再生能源發(fā)展規(guī)劃愿景。在長遠規(guī)劃我國可再生能源發(fā)展目標的基礎上，需要政府與全民堅定不移地執(zhí)行。政府需要將可再生能源政策貫徹到底，民眾除了響應參與外，還應發(fā)揮監(jiān)督力量，使可再生能源政策真正成為改造我國能源結構與環(huán)境的助推器。

（二）修繕法律法規(guī)保障政策

德國可再生能源的發(fā)展得益于聯(lián)邦政府的高度重視，建立了以電力輸送法和可再生能源法為核心的法律體系，以及綜合能源、氣候計劃為基準的政策體系[10]。德國是能源轉型之路上的先行者，尤其是可再生能源法的修訂過程對我國法律規(guī)章政策的完善頗具借鑒意義。第十八屆立法會議期間，德國聯(lián)邦經濟部和能源署的十項能源議程指出，可再生能源法調整創(chuàng)建的基礎，是找到基于競爭性的可再生能源推廣方案，先進行項目試點，然后評估效果，再將反饋的評估結果用于改進、補充可再生能源法。

此外，針對我國可再生能源法現(xiàn)存的若干問題，仍可參考德國可再生能源法的做法。一是確保法律的可操作性。法律在對一般情況下的規(guī)定作出原則性說明后，還應進一步闡述在具體操作中或遇到特殊情況時的處理方法。二是把信息通報與公開加以法律化。要求可再生能源電網運營商、配電網運營商等相關方，按照規(guī)定的內容與時間，公開可再生能源電力信息，及時了解和監(jiān)督各方責任與義務的完成情況。三是設立可再生能源法的定期追蹤和評估機制，德國可再生能源法第97條即規(guī)定聯(lián)邦政府必須每4年一次編制總結報告（Erfahrungsbericht），第98條規(guī)定聯(lián)邦政府每年要向國會報告可再生能源發(fā)展進度。德國為有效監(jiān)督能源轉型的執(zhí)行情況，聯(lián)邦政府已啟動“未來能源”監(jiān)測程序，如圖6所示，同時，對能源指標完成情況加以評估[11]，學習這些經驗，對加速我國可再生能源開發(fā)利用大有裨益。

圖6 德國可再生能源立法、試點與評估

（三）健全技術創(chuàng)新支持政策

可再生能源屬于技術密集型產業(yè)，要提高其利用效率，降低成本與價格，技術支持與創(chuàng)新是關鍵。德國在上世紀就投入大量人力、財力和物力，開始可再生能源技術的研發(fā)。同時，通過對企業(yè)等經濟主體在經濟激勵政策上的傾斜，調動企業(yè)對可再生能源技術研發(fā)的積極性，使研發(fā)機構與企業(yè)相結合，減少可再生能源的研發(fā)周期，加快可再生能源向市場化和產業(yè)化方向發(fā)展的進程。在趨于完善的政策激勵和雄厚的資金支持下，德國可再生能源技術創(chuàng)新取得了顯著成就。

鑒于此，要積極應對生物質能陷入瓶頸的難題，我國在效仿德國實行“政策支持+資金投入”模式的基礎上，應重點加強生物質產業(yè)自主創(chuàng)新能力和科研基礎設施建設。在保證堅決落實相關政策的前提下，建設若干與國際標準接軌的生物質能源、生物質材料、綠色化學品等技術研究開發(fā)中心，加大生物質產業(yè)技術開發(fā)和產業(yè)化示范力度。同時，積極引導生物質企業(yè)成為技術創(chuàng)新主體，形成以市場需求為導向、企業(yè)為主體、院校為依托的生物質產業(yè)創(chuàng)新體系[12]，同時，應加大生物質能的規(guī)?；茫l(fā)揮產業(yè)集群效應。

（四）創(chuàng)新經濟激勵促進政策

針對市場機制作用不明顯的問題，應進一步健全以市場為主導的綜合推廣手段，使傳統(tǒng)干預措施與市場激勵手段相結合。實行固定電價制的德國在可再生能源參與市場競爭之前，就根據(jù)國情采取了稅收、補貼、信貸、價格和政府采購等多種經濟激勵手段促進其成長[2]。

德國在不斷完善輸電系統(tǒng)和配電系統(tǒng)等層面的做法，為我國解決市場調節(jié)作用不足引發(fā)的問題提供了思路。我國可設計針對配電商可再生能源附加費的減免政策以及針對部分行業(yè)的特殊優(yōu)惠政策，即在當前全額保障性收購的前提下，根據(jù)可再生能源發(fā)電特定技術，適當調整收購價格，當配電商滿足年度供電量中超過一定比例如20%來自風能和太陽能時，則其當年需支付的可再生能源附加費可適當減免。

此外，面對日益增加的可再生能源份額，未來電力市場的設計必須有效部署發(fā)電站，確保能源安全，德國十項能源議程中的“電力市場計劃”理念為解決市場調節(jié)作用不足也頗具啟發(fā)意義。通過開展風電供熱試點項目、風火聯(lián)調積極探索風電本地消納渠道，單獨設立促進風電并網和消納的示范項目，為未來大規(guī)模接入風電做準備，解決風電并網消納難題。

（五）完善地方可再生能源發(fā)展規(guī)劃

針對目前小水電開發(fā)無序現(xiàn)狀，關鍵是規(guī)范地方政府對小水電的設計、規(guī)劃與審批流程，增強投資商的安全環(huán)保觀念。我國小水電開發(fā)進程中，占可再生能源利用份額要逐步擴大，地方政府應在嚴格執(zhí)行水法與可再生能源法、規(guī)范建設項目審批流程基礎上，完善地方可再生能源發(fā)展規(guī)劃，從程序上杜絕“無規(guī)劃、無審查、無監(jiān)督、無驗收”的水電站，對小水電建設過程中事關公共安全與公共利益的技術進行嚴格審查和論證，及時排除安全隱患。此外，小水電一般分布在邊遠山區(qū)，要促進小水電快速發(fā)展，還必須加大政策扶持與資金投入力度。

六、結論與建議

我國地域遼闊，各類可再生能源均有分布且資源量巨大，可再生能源產業(yè)發(fā)展有著得天獨厚的資源稟賦。此外，我國可再生能源產業(yè)發(fā)展基礎較好，人才素質、技術研發(fā)、創(chuàng)新能力等方面競爭力較強。鑒于此，若我國積極規(guī)劃可再生能源發(fā)展愿景，并堅定不移地執(zhí)行下去，前景可觀。結合我國和德國的發(fā)展經驗，筆者做如下建議：

1．我國可再生能源比重應重新計算。鑒于大水電開發(fā)破壞生態(tài)與人文環(huán)境，不宜視為可再生能源，因此，我國目前發(fā)布的可再生能源利用比重不符實際，應只將小水電、太陽能、生物質能、海洋能、地熱能納入其中重新計算。

2．長遠規(guī)劃可再生能源發(fā)展愿景，政策推廣目標應明確遠大?？稍偕茉础笆濉币?guī)劃指出，“要因地制宜推動小水電開發(fā)，建成若干個百萬千瓦級小水電基地?！痹诖艘?guī)劃中，涉及“因地制宜”與“若干個”等含混不清的表述，而對于規(guī)劃目標而言，應是具體可操作的數(shù)字化目標，這種模糊的規(guī)劃指標無疑增加了評估難度，在“十三五”及以后的規(guī)劃中，建議相關規(guī)劃指標經過論證后加以數(shù)字化，完成時間也應列入，宜在《可再生能源發(fā)展條例》中直接明確目標與時間。

3．調整可再生能源規(guī)劃指標。按目前的統(tǒng)計方式來看，一是可再生能源占一次能源消費量比重的規(guī)劃目標太低。以2013年的數(shù)據(jù)為參照，我國可再生能源利用量已完成規(guī)劃目標的85%左右；可再生能源消費量占一次能源消費的比例為10.62%，已接近11.4%的規(guī)劃目標。二是新增發(fā)電裝機容量與發(fā)電量指標均有待提高。十二五時期，我國可再生能源新增裝機容量已提前一年超額完成規(guī)劃目標；可再生能源發(fā)電量提前兩年完成規(guī)劃目標。三是光伏2014年度規(guī)劃指標過高難以實現(xiàn)。鑒于規(guī)劃指標同實際發(fā)展速度差異大而不能有效發(fā)揮規(guī)劃作用，也不利于調動發(fā)展可再生能源的積極性和緊迫性，在“十三五”及以后的規(guī)劃中，太陽能光伏電站建設及其發(fā)電量目標應經論證后作相應調整。

4．調整可再生能源利用結構。通過評估發(fā)現(xiàn)，我國可再生能源整體結構的規(guī)劃指標設計不合理，主要體現(xiàn)在小水電占比小，生物質能潛力未發(fā)揮，太陽能與風能進展緩慢。鑒于此，要及時調整可再生能源利用結構，重點發(fā)展生物質能；在太陽能資源豐富的地區(qū)優(yōu)先發(fā)展太陽能，提供政策支持，加大資金投入力度；鼓勵小水電開發(fā)，小水電耗資少、見效快、清潔無污染，向小水電和常規(guī)水電提供優(yōu)惠政策與資金支持，是加快小水電開發(fā)進程的基本路徑；鑒于大水電對生態(tài)環(huán)境的破壞性，還應嚴格限制大水電建設等。

5．選擇重點產業(yè)發(fā)展。德國政府把超過一半的預算投入太陽光電，太陽光電才得以快速發(fā)展。同樣，在我國所有可再生能源中，政府也必須評估優(yōu)先級，選擇某一項再生能源作為優(yōu)先發(fā)展產業(yè)，方能獲得國家的最大利益并加速其發(fā)展進程。根據(jù)“同等投入條件下可再生能源電力產出排序”與我國資源稟賦等因素綜合考量，我國應重點發(fā)展生物質能。

6．調整分布式光伏電價政策。分布式光伏裝機容量與規(guī)劃目標差距甚遠，與其電價補貼標準（0.42元/kw·h）遠低于光伏電站標桿上網電價有關，除了適度降低光伏年度計劃目標外，應重點以電價優(yōu)惠政策支持分布式光伏發(fā)展，提高分布式光伏電價補貼，降低地面電站補貼，從而激發(fā)投資分布式太陽能的積極性。

7．調整發(fā)展策略，采用德國可再生能源發(fā)展模式，即由先普及太陽光電的裝置容量來推動太陽能技術的創(chuàng)新，而非現(xiàn)行的“先行技術提升以及成本降低，再普遍推廣”，否則一旦我國太陽能技術遲遲無法突破以及自主的話，則國內的太陽光電市場將進展緩慢[9]。

8．提高風電消納能力。將政府干預和市場調節(jié)相結合，采取經濟激勵手段盤活市場，制定“電力市場計劃”，設立促進風電并網和消納的示范項目。

注釋

① kWp=Killo Watt Peak.MWp=megawatt Peak其中killo watt指千瓦特，megawatt指兆瓦特，P指峰值，意為太陽能光伏電池的峰值總功率。目前，1歐元≈6.9773人民幣元,1歐分≈0.069773人民幣元。

② 表中數(shù)據(jù)已根據(jù)1兆瓦=0.1萬千瓦的關系換算統(tǒng)一。

③ 國家發(fā)展和改革委員會文件。國家發(fā)展改革委關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知，發(fā)改價格(2014)3008號。

④ 陳義龍，陽光凱迪新能源集團董事長。

[1]熊良瓊,吳剛.世界典型國家可再生能源政策比較分析及對我國的啟示[J].中國能源,2009,31(6):22-25.

[2]楊延.德國可再生能源發(fā)展的經驗分析[J].金融經濟·經濟論壇,2014(10):54-56.

[3] 喆趙 .中國可再生能源開發(fā)利用現(xiàn)狀及促進機制[EB/OL].[2013-9-4].http://www.doc88.com/p-0743732876010.html.

[4]栗寶卿.促進可再生能源發(fā)展的財稅政策研究[D].北京:財政部財政科學研究,2010.

[5]PREGGER T,NITSCH J,NAEGLER T .Long-term scenarios and strategies for the deployment of renewable energies in Germany[J].Energy Policy,2013,59:350-360..

[6]LEE S C,SHIH L H.Renewable energy policy evaluation using real option model-The case of Taiwan[J].Energy Economics,2010,32(1):S67-S68.

[7]國家可再生能源中心.中國可再生能源產業(yè)發(fā)展報告2014[M].北京:中國環(huán)境出版社,2014.

[8]Federal Ministry for Economic Affairs and Energy Agency.Development of renewable energy sources in Germany 2013[R].Arbeitsgruppe Emeuerbare Energien-Statistik,2014.

[9]劉明德,徐玉珍.臺灣亟需有遠見的再生能源政策與做法—德國經驗的啟示[J].公共行政學報,2012(43):127-150.

[10]張小鋒,張斌.德國最新《可再生能源法》及其對我國的啟示[J].中國能源,2014,36(3):35-39.

[11]Federal Ministry of Economics Department of Energy.The energy transition:key projects of the 18th legislative term:10-point energy agenda of the Federal Ministry for Economic Affairs and Energy[R].Arbeitsgruppe Emeuerbare Energien-Statistik,2014.

[12]白衛(wèi)國.論我國林業(yè)生物質能源培育與發(fā)展[J].林業(yè)資源管理,2007(2):7-10.

[13]蔣尉.德國可再生能源發(fā)展的非技術創(chuàng)新[J].能源研究與利用,2013(4):24-25.

[14]李允杰,丘昌泰.政策執(zhí)行與評估[M].北京:北京大學出版社,2008

[15]馮棟.公共政策執(zhí)行力評估的指標體系研究[D].湘潭:湘潭大學,2008.

[16]王毅工.分布式能源需重視政策執(zhí)行與后評估[N].中國能源報:2014-6-16(4).

[17]中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會.可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃[Z].2007.

[18]中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會.可再生能源中長期發(fā)展“十二五”規(guī)劃[Z].2011.

[19]中華人民共和國可再生能源法[Z].2009.