我國已提出推動能源生產和消費革命的能源發(fā)展方向，持續(xù)增加清潔、綠色能源供應量，不斷提升其在能源生產和消費中的比重是能源革命的基礎。
隨著應用規(guī)模不斷擴大，可再生能源面臨愈加嚴峻的挑戰(zhàn)，尤其是較高比例限電、電價補貼缺口、規(guī)劃建設配套等問題凸顯。在當前環(huán)境下，僅靠延續(xù)既往政策將難以化解可再生能源發(fā)展面臨的迫切問題，必須結合能源發(fā)展形勢和電力體制改革進程，進行可再生能源政策和機制創(chuàng)新。
近期發(fā)布的《關于建立燃煤火電機組非水可再生能源發(fā)電配額考核制度有關要求的通知(征求意見稿)》(以下簡稱《通知》)，雖然還在征求意見階段，但已在業(yè)內引起較大反響，筆者研讀后深有感觸，粗淺觀點如下：
指標管理體系是重要抓手
推進能源生產和消費革命，加快能源供應轉型，需要有可操作、可落地措施。雖然我國提出了約束性的非化石能源占比目標，也有《可再生能源法》作保障，但目前許多地方出現嚴重的棄水、棄風、棄光現象及各地大干快上煤電項目的趨勢表明，非化石能源目標的實現還有許多深層次的體制機制問題待解決，必須有量化的考核指標及具體抓手推進實施。
為此，國家能源局在今年3月發(fā)文提出建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度，目的是建立全面指標統(tǒng)計考核體系，引導地方科學制定可再生能源開發(fā)利用目標以及能源發(fā)展規(guī)劃編制、實施，明確地方政府、電網企業(yè)和發(fā)電企業(yè)在發(fā)展可再生能源方面的責任，并在此基礎上建立相應的監(jiān)測和評價體系，從而實現更加有效的事中事后監(jiān)管，進而推動能源系統(tǒng)朝綠色低碳方向轉型。實施非水可再生能源發(fā)電配額制度就是落實目標引導制度、建立監(jiān)測和評價體系的一項具體措施，也是動員和督促能源領域各個相關方推進能源轉型的一項重要抓手，應以其為先導，逐步建立全面的可再生能源指標管理和考核體系。
燃煤火電機組承擔配額必要且可行
根據《通知》，2020年各煤電企業(yè)承擔的非水可再生能源發(fā)電量配額與煤電發(fā)電量的比重不低于15%。將燃煤火電機組作為配額責任主體，具備可操作性并可體現多重意義。
一方面，選擇發(fā)電企業(yè)作為配額承擔主體符合我國當前電力行業(yè)的總體環(huán)境。從全球可再生能源責任目標機制看，強制市場份額或配額制度是較成熟的機制，在美國、英國、瑞典、澳大利亞、日本、韓國等幾十個國家和地區(qū)實施，是推動許多國家和地區(qū)可再生能源發(fā)展的重要市場機制。承擔強制配額的主體，有的是電網企業(yè)(如美國大部分州、英國)，有的是發(fā)電企業(yè)(如韓國、我國臺灣地區(qū))。我國在2015年啟動新一輪電力體制改革且有一定進展，但在短期內達到如歐美的完全電力市場化模式、期冀市場化改革一步到位是不現實的。但我國放開發(fā)電側的改革已有十余年，將發(fā)電企業(yè)作為責任和被考核主體具備基礎和條件。
另一方面，燃煤發(fā)電企業(yè)承擔配額責任是落實電力行業(yè)供給側改革的一項重要措施。由于煤炭價格持續(xù)下降，發(fā)電企業(yè)投資煤電熱情高漲，近一年多在電力消費增速大幅降低的情況下，煤電裝機仍創(chuàng)歷史新高，2015年新增煤電裝機超過5000萬千瓦，且有超過3億千瓦的煤電處于在建、核準或前期工作狀態(tài)。隨著我國經濟步入新常態(tài)，預計“十三五”期間的用電量增速將趨于平穩(wěn)，煤電項目大干快上的局面加劇了當前全國電源過剩的趨勢，造成各類電源之間，尤其是煤電與可再生能源之間直接爭奪當前的利益空間和未來的發(fā)展空間。考慮綠色低碳發(fā)展轉型、煤炭消費總量控制、能源領域供給側改革等各項要求，需要強化煤電企業(yè)發(fā)展或支持清潔能源的責任，并進一步抑制企業(yè)投資煤電沖動，推進向清潔綠色電力轉型。
其次，承擔綠色電力配額是燃煤發(fā)電企業(yè)承擔社會責任的一個重要體現。長期以來，我國煤電定價機制并沒有將其外部性成本考慮在內，煤電企業(yè)在排放污染物時沒有承擔應有的環(huán)保責任。此外，碳交易等反映煤電外部性成本的市場機制還需要一段時間才能得以全面實施，在近期內傳導到煤電成本上的作用也有限。燃煤發(fā)電企業(yè)購買綠色證書滿足配額要求，可作為支付其外部性費用的一條途徑。
需要指出的是，煤電企業(yè)以自建非水可再生能源項目或購買綠色證書的方式完成配額指標，與現有“可再生能源電價附加”政策并無矛盾沖突之處。“可再生能源電價附加”的征收對象是電力用戶，是依據銷售電量征收的，體現的是全體電力用戶支持可再生能源發(fā)展的責任，征收范圍并不包括發(fā)電企業(yè)，煤電企業(yè)也不需要依據其發(fā)電量繳納可再生能源電價附加。
15%的配額指標與非化石能源占比目標相適應
2020年非化石能源占一次能源消費量占比達到15%，是“十三五”期間我國經濟社會發(fā)展的一項約束性目標。
在非化石能源發(fā)電中，由于建設工期的因素，到2020年可投產的水電、核電項目及可能發(fā)電量基本是確定的?！笆濉笨稍偕茉窗l(fā)展規(guī)劃初步確定的目標折算為2020年非水可再生能源發(fā)電量總計約6800~7000億千瓦時。再考慮2020年的與燃煤發(fā)電量約4.4~4.8萬億千瓦時，非水可再生能源發(fā)電量約占燃煤發(fā)電量的15%。換言之，如果燃煤發(fā)電企業(yè)實現了配額指標要求，2020年國家確定的非化石能源占比目標相應也就可以實現。
綠色證書交易促進可再生能源融入電力市場
在目標引導制度和發(fā)電配額考核制度中，建立綠色證書交易機制是符合市場化改革方向的一個亮點和核心。如果沒有綠色證書交易機制，無論對電網企業(yè)提出消納可再生能源電量比例要求，還是對發(fā)電企業(yè)提出可再生能源發(fā)電量占比要求，都不可避免帶上行政計劃色彩。燃煤發(fā)電企業(yè)可通過自建非水可再生能源項目或購買可再生能源綠色證書的方式，完成發(fā)電配額考核指標要求，即通過綠色證書交易機制，以市場化方式推進可再生能源發(fā)電配額機制的實施和促進可再生能源逐步融入電力市場。
綠色證書交易機制與可再生能源電價和補貼政策之間有直接關聯，應與電價和補貼機制改革相輔相成，協(xié)同推進。考慮到電力體制改革提出要放開輸配外的競爭性環(huán)節(jié)電價，發(fā)用電計劃也將有序放開，新增火電原則上都要參與市場，這樣未來燃煤發(fā)電標桿電價存在的意義就會逐漸失去，這也意味著依托燃煤標桿電價的可再生能源價格及補貼機制要做重大調整。未來風電、光伏等可再生能源電價形成機制可能需要由分資源區(qū)標桿電價逐步調整為電力市場中的批發(fā)電價加上定額電價補貼兩部分組成，即由現有的差價補貼向定額補貼轉變。因此，實施綠色證書交易機制，可再生能源發(fā)電的收益就將來自于電力市場上網價格、定額補貼和綠色證書收益三個方面，將會降低對政府財政補貼的需求;并且隨著可再生能源成本下降、綠色證書機制完善，逐步提升綠色證書價格和收益，可加快可再生能源發(fā)電差價或定額補貼降低的步伐，盡快實現平價上網，使可再生能源發(fā)電完全參與電力市場。
另外，到2015年底我國可再生能源電價補貼累計資金缺口約400億元，補貼資金拖欠問題已對可再生能源發(fā)電全產業(yè)鏈造成影響，如果政策不做調整，“十三五”期間補貼缺口仍將存在并將逐年擴大。據初步測算，如考慮綠色證書交易實施起步階段的幾年內，一個綠色證書(一兆瓦時)價格約100元，則現有可再生能源基金規(guī)?；究蓾M足電價補貼需要。
