罗可再生能源支持政策收缩

罗加入欧盟后，按照欧盟指引文件制定了2007-2020能源战略，其战略目标包括提升能源利用效率、降低能源价格、增加可再生能源发电量、减少温室气体排放等。在该战略指导下，罗制定了鼓励可再生能源发展的相关政策。在各种政策利好刺激下，以风能发电、太阳能发电为代表的可再生能源迎来大发展。

但2013年之后，罗可再生能源政策转向，令新的投资陷入停滞，且影响到已经投产的风电和太阳能企业，相当部分企业经营陷入困境。

一、罗可再生能源发展的基本情况

在政策支持下，罗可再生能源发展迅猛，其中风电和太阳能最为突出。风电方面，2007年罗风电装机容量只有8兆瓦，到2013年已达到2599兆瓦，2015年11月达到3129兆瓦。光伏发电方面，2007年装机容量仅0.3兆瓦，2015年11月容量达1312兆瓦。另外，小水电、生物质发电也有一定发展，其中小水电装机容量在2015年11月达到583兆瓦，生物质发电装机容量为103兆瓦。

随着可再生能源装机容量迅速攀升，可再生能源在最终电力消费结构中所占比例也不断攀升，到2013年罗马尼亚已提前实现了2020年新能源占电力消费结构的24%的目标，到2016年这一比例已达到27%。

可再生能源中，风能最丰富的地区包括康斯坦察、图尔恰、加拉茨地区；太阳能最丰富的地区是罗南部、黑海沿海地区；罗水电资源主要来自于罗国内的主要河流和内湖，目前水力发电已经占到全国电力的30%以上，下一步重点是继续开发小型水电站；生物质燃料非常丰富，包括农林业边角料（如日葵、油菜、大豆、玉米、甘蔗等秸秆）、家庭废物等，开发此类资源不但具有能源战略意义，对农村地区可持续发展也具有同样重要意义；地热资源方面，罗在欧洲排到第3位，重要分布在罗西部平原、南部平原、喀尔巴阡山南麓地带，目前地热资源的利用主要为区域内供暖、温室加热、热水等，主要分布在西部的比霍尔县。

二、罗可再生能源发展的支持政策及其变化

（一）初始支持政策

罗政府对可再生能源的支持政策主要通过“配额”+“绿证”机制实现。具体运作机制为：1、罗政府通过法律确定每年电力消费中可再生能源的配额；2、电力监管部门每年核准可获得绿证补贴的可再生能源企业；3、根据并网发电量电量，可再生能源企业根据核准情况获得相应数量的绿证，并可在绿证市场交易获得收入，实现了电费收入之外的补贴收入；4、供电企业根据政府配额要求，必须购买与其供电量成比例的相应数量的绿证；5、绿证价格由市场机制确定，一是在电力市场OPCOM的绿证市场版块集中竞价交易；二是可以由发电企业与供电企业签订双边协议，以协议价格出售，但双边合同必须到电力市场OPCOM登记备案。

罗政府于2010年正式通过220/2008号可再生能源鼓励法，规定从2011年开始，罗马尼亚开始在全国范围内实施“绿色证书”政策（简称“绿证”），该证书由罗马尼亚国家能源局签发，罗马尼亚国家能源规划局（ANRE）进行统一管理，并可以在罗马尼亚电力市场（OPCOM）进行自由交易。可以获得绿证补贴可再生能源发电企业包括装机容量10兆瓦以下小水电企业；风电企业；太阳能企业；地热发电企业；生物质发电企业；沼气发电企业；垃圾发电企业。

根据该法，在绿证的供给侧，可再生能源发电企业每上网一兆瓦电力，可免费获得相应数量的绿证，具体为风电2个绿证，光伏发电6个绿证，生物质发电1个绿证，新建水电3个绿证，翻新水电2个绿证。罗政府为绿证交易设定了价格区间（27-55欧元。绿证有效期一年，如不能及时出售将会作废。

在绿证的需求侧，政府要求电力供应商必须购买与其供电量相匹配数量的绿证，如所购绿证数量不足，将被课以重罚。但电力供应商可以将购买绿证的成本转嫁给电力消费者，并体现到电费帐单中。

除了绿证有关的补贴，可再生能源发电企业还获得国家在并网配送方面的支持。电网运营商须将可再生能源发电厂的电力接入电网，不能有歧视，并优先传输。如可再生能源发电厂并网有需要，电网需要根据并网需要延伸电网覆盖面。对于1兆瓦以下的发电站，电网给予优先并网配送。

（二）支持政策演变

从2013年开始，原有支持政策开始演变，像欧盟内许多国家（如西班牙、法国、意大利、英国）一样，罗政府也开始降低可再生能源支持力度。转变的主要背景：一是罗可再生能源发展迅猛，提前实现了2020能源目标；二是监管层、能源消耗大户及民众认为政策对新能源发展提供了过度补偿，新能源发展造成电价节节攀升，工业企业及家庭电费支出负担过重；三是来自欧盟的声音，欧盟委员会曾指出，罗马尼亚的绿色证书政策过于宽松，造成发电成本增加，推高电费并引发通货膨胀。另外，也不排除有执政党争取民意支持及党派斗争等政策因素。

2013年2月，罗马尼亚电力管理局首次宣布，将从2014年起降低对太阳能发电项目的补贴，以避免过度补偿投资者，减轻国内消费者的负担。2013年6月4日，罗政府通过紧急法令，从2013年7月1日起对可再生能源执行新的政策。主要包括：

绿证供给侧政策收缩：一是对已经并网的发电企业，暂缓发放部分绿证：水电站（10MW及以下）并网发电每兆瓦相应的绿证补贴暂缓发放1个，风能绿证补贴暂缓发放1个，太阳能绿证补贴暂缓发放2个。从2017年3月恢复水电和太阳能绿证补贴发放，2018年1月恢复风电绿证发放。 二是限制可再生能源每年装机容量。超过当年限额的可再生能源电站建设申请监管部门不予批准，只能轮候到下一年。三是限制绿证交易渠道。禁止双边合同方式交易绿证，规定所有绿证交易必须在电力市场OPCOM中集中交易。之前，通过签订双边绿证交易合同，有利于双方维持现金流稳定。四是更加严格绿证补贴核准。从2013年7月1日起，农业用地上建立的光伏电站将不能享受绿证补贴，装机容量超过10兆瓦的可再生能源发电站（光伏电站的限额是5兆瓦）因对电网的正向不平衡，将不能享受绿证补贴。这项政策影响最大的将是风电企业。五是建立市场监管与补贴调整机制。电力监管部门每2年评估电价补偿机制，防止过度补偿（即确保每种发电的投资回报率低于10%），并据此削减绿证补贴数量。六是免除用电大户的部分绿证购买义务，已有几十家用电大户（包括电解铝生产商Alro等）被免除了40%-85%比例不等的绿证购买义务。

绿证需求侧收缩政策：调低可再生能源在用电结构中的配额比例。比如2014年配额比例从原定的15%调减为11.1%，2015年配额比例从原定的16%调减为11.9%，2016年配额比例从原定的17%调减为12.15%。

上述措施，既在绿证供给侧减少绿证发放量，又在需求侧减少了供电企业所需购买绿证的数量，但最致命的影响来自后者，直接导致市场上绿证过剩，据测算2015年发放的绿证只能销售掉60%，2016年发放的绿证只能销售掉50%，不能销售的绿证将被作废。