新电改配额制需打好“组合拳”

　　国家发改委、国家能源局前段时间联合发布电改“9号文”首个配套文件《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，明确鼓励提高新能源发电的消纳比例，随后内蒙古、湖北陆续出台地方版可再生能源电力配额规定，业界期盼多时的国家层面“可再生能源发电配额制”也处在修订完善阶段。配额制政策的出台，将会有效促进我国可再生能源电力的发展，并建立起有足够保障力和可操作性的可再生能源电力消纳政策措施。

　　促进消纳是“中国特色”

　　当前，开发利用可再生能源已成为世界各国保障能源安全、应对气候变化、实现可持续发展的共同选择。从全球促进可再生能源发展的措施来看，主要分为三个方面：一是明确可再生能源在未来能源转型中的地位，制定可再生能源发展战略目标。二是制定支持可再生能源产业化发展的经济激励政策。三是制定强制性的可再生能源市场份额政策，即配额制。

　　配额制始于上世纪90年代，美国是全球最早实施可再生能源电力配额制的国家，英国也于2002年开始实施可再生能源义务制度。此外，澳大利亚、意大利、韩国和印度均实施了以规定强制性可再生能源电力市场份额为特征的配额制，而我国可再生能源电力配额制也出台在即。

　　国外可再生能源配额制政策体系主要以电力市场为基础，对参与市场竞争的电力供应商提出约束性的可再生能源电力配额要求，并通过绿色电力证书交易制度实现配额指标的流转。可再生能源电力除了通过电力销售获得电价收入，还可以通过绿色证书交易获得额外收入。从实施效果来看，配额制对可再生能源发展起到了重大推动作用，已证明是一种行之有效的促进可再生能源可持续发展的长效机制。

　　与国外不同，我国可再生能源电力跨区消纳问题突出，因此我国配额制度建立的初衷并非可再生能源发展经济代价的疏导和分摊，而是解决可再生能源电力的消纳问题。希望通过建立有足够保障力和可操作性的具体措施，打通管理、机制和电力物理通道。解决的具体思路是通过对各省电力消费提出强制性的可再生能源比例目标，使电力系统的运行机制、资源配置、运行区域为满足比例目标而进行强制性调整，确保风电等可再生能源电力的市场消纳，为可再生能源的持续性发展提供制度性保障。

　　跨区协调是“核心环节”

　　自2005年颁布实施《可再生能源法》，我国可再生能源发展的基本法律制度和政策框架初步确立，对加快推动我国可再生能源开发利用产生了积极影响，风电、太阳能发电等可再生能源产业迅猛发展。但是随着非水电可再生能源电力的大规模发展，可再生能源电力进一步发展的瓶颈，由过去技术装备能力方面的约束，转变为市场和体制方面的制约，突出体现为当前风电等可再生能源电力电网接入和市场消纳困难。

　　一方面，目前电网企业缺乏深入采取技术和管理措施接纳更多可再生能源的外在动力，同时受制于发电指标的计划管理，难以充分挖掘电力系统在促进可再生能源电力发展方面的潜力，可再生能源电力进一步规模化发展步履维艰。

　　另一方面，各地区对可再生能源重开发而轻市场，地方政府对可再生能源电力就地消纳的工作不够重视，且现有电力体制及机制难以独立支撑可再生能源电力消纳。

　　总而言之，要解决可再生能源电力发展的困境，需实现可再生能源电力在更大范围内的消纳，扩大可再生能源电力调度运行涉及的电网区域范围，这要求系统运行需与可再生能源发电的波动性相配合，其他电源的配置和运行方式也要与风电和太阳能发电的运行特点相适应。

　　为实现这个目标，国内针对配额制的研究和探索已经开展多年，作为重要的能源政策其制定背景和实施方式具有自身的特殊性。一方面是协调难度大。配额制的制定初衷是解决外送可再生能源电力的消纳问题。而跨区可再生电力消纳涉及到国家级电网企业和同等级消纳区域政府之间的协调及协商。一定程度上增加了政策实施效果的不确定性和不可预见性。这与仅需单独依靠区域自身强化管理、调整经济结构、推进技术进步、优化能源结构即可实施完成的节能减排、能源“双控”政策等不尽相同。另一方面是需要真实消纳。配额制解决的是可再生电力物理电量的真实消纳，因此需要电力的发、输、配、用在同一时间完成，并且建立其间的物理网络联系。这与通过碳市场进行虚拟交易即可完成的碳减排义务也不相同。

　　实施迫在眉睫

　　实施可再生能源电力配额制是促进我国可再生能源进一步发展的必要措施，虽遇阻力，但迫在眉睫。目前已具备了实施可再生能源电力配额制的法律和政策基础，实施的时机也已成熟，期望可再生能源电力配额制成为推动能源生产和消费革命的有效手段，进而起到“牵一发而动全身”的效果。

　　一是促使各省人民政府把完成可再生能源配额指标作为能源发展的重要约束条件，扩大可再生能源电力开发利用量，自觉抑制化石能源电力建设，切实调整能源生产和消费结构。

　　二是促使电网企业把接入和消纳可再生能源电力作为电网建设和运行的重要任务，积极扩大可再生能源电力的输送消纳区域。

　　三是推动可再生能源电力集中式与分布式同步发展，特别是能源消费量大的区域更加重视本地可再生能源及分布式能源发展，推动形成新型能源开发利用方式。

　　促进可再生能源产业发展和市场消纳的同时，应落实责任的划分和指标的制定。其中各省人民政府承担行政管理责任，电网企业承担实施责任，二者的责任类型存在差异。责任与义务并行不悖，在规定责任的同时也赋予了相应的实施手段。人民政府负责制定实施方案，落实配套措施、发展市场的重任，指导电网企业发电企业、甚至是终端用户统筹完成配额义务。

　　可再生能源电力配额制为地方政府根据自身资源、环境、经济、社会发展的实际状况差异化发展本地可再生能源提供了制度保障。可再生能源发展和配套政策可自行确定，不搞一刀切。电网企业具体落实实施，对符合规定的全额消纳，并配套输配电设施建设。

　　各省人民政府需将可再生能源电力配额纳入本地区国民经济和社会发展规划和能源发展规划并作为重要发展指标。鼓励各地区制定超过基本指标的可再生能源开发利用目标。国家能源主管部门将配额指标完成情况，作为各省可再生能源发展规划实施情况评估和年度项目建设计划制定的重要依据。对于达到可再生能源电力配额先进指标的省和相应的电网企业，国家能源主管部门在可再生能源开发利用相关建设布局、示范项目、专项资金分配和电网建设资金投入等方面也需要给予必要的倾斜。

　　需防“自己请客别人买单”

　　配额指标的制定要根据各省电力需求，综合考虑各地区可再生能源资源、电力消费、电力输送、经济发展水平和调整能源结构的紧迫性等因素，提出各省及相应电网企业服务区域的可再生能源电力配额指标。配额指标的制定分类也遵循几条原则：一是本地资源充分开发和本地首先消纳的原则;二是集中式与分布式并重、中东部和南方地区更多发展分布式的原则;三是跨区输电尽可能多输送可再生能源电量的原则;四是经济发达地区应增加地方财力投入的原则。

　　对此，可参考他国证书交易制度辅助配额指标的落实。对可再生能源电力的经营者按照非水电可再生能源发电量颁发可再生能源电力证书，作为对发电量的确认，证书所有人按市场机制进行交易。通过证书交易机制的建立，一是提供了一种市场化履约的手段;二是通过交易机制的建立，多元化筹措可再生能源发展资金，减缓国家可再生电力补贴资金需求压力;三是通过证书流转中的交易制度设计，确保可再生能源电力补贴资金的足额及时到位。

　　配额指标的制定应与可再生能源规划、可再生能源中长期发展目标和国家非化石能源发展目标具有直接相关。在配额指标考核中，与控制能源消费总量、节能减排考核挂钩，超过基本指标部分的可再生能源电力消费量不计入其能源消费的控制限额。同时，通过配额证书的交易机制，为将配额制证书交易纳入碳市场交易、节能交易和污染物排放权交易提供了制度接口。

　　此外，对于可再生能源资源丰富区域，该类地区可再生能源电力发展超出本地实际消纳能力，因此应率先承担高的配额指标，避免出现“自己请客别人买单”的情况。