随着应用规模不断扩大，可再生能源面临愈加严峻的挑战，尤其是较高比例限电、电价补贴缺口、规划建设配套等问题凸显。在当前环境下，仅靠延续既往政策将难以化解可再生能源发展面临的迫切问题，必须结合能源发展形势和电力体制改革进程，进行可再生能源政策和机制创新。
近期发布的《关于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(征求意见稿)》(以下简称《通知》)，虽然还在征求意见阶段，但已在业内引起较大反响，笔者研读后深有感触，粗浅观点如下：
指标管理体系是重要抓手
推进能源生产和消费革命，加快能源供应转型，需要有可操作、可落地措施。虽然我国提出了约束性的非化石能源占比目标，也有《可再生能源法》作保障，但目前许多地方出现严重的弃水、弃风、弃光现象及各地大干快上煤电项目的趋势表明，非化石能源目标的实现还有许多深层次的体制机制问题待解决，必须有量化的考核指标及具体抓手推进实施。
为此，国家能源局在今年3月发文提出建立可再生能源开发利用目标引导制度，目的是建立全面指标统计考核体系，引导地方科学制定可再生能源开发利用目标以及能源发展规划编制、实施，明确地方政府、电网企业和发电企业在发展可再生能源方面的责任，并在此基础上建立相应的监测和评价体系，从而实现更加有效的事中事后监管，进而推动能源系统朝绿色低碳方向转型。实施非水可再生能源发电配额制度就是落实目标引导制度、建立监测和评价体系的一项具体措施，也是动员和督促能源领域各个相关方推进能源转型的一项重要抓手，应以其为先导，逐步建立全面的可再生能源指标管理和考核体系。
燃煤火电机组承担配额必要且可行
根据《通知》，2020年各煤电企业承担的非水可再生能源发电量配额与煤电发电量的比重不低于15%。将燃煤火电机组作为配额责任主体，具备可操作性并可体现多重意义。
一方面，选择发电企业作为配额承担主体符合我国当前电力行业的总体环境。从全球可再生能源责任目标机制看，强制市场份额或配额制度是较成熟的机制，在美国、英国、瑞典、澳大利亚、日本、韩国等几十个国家和地区实施，是推动许多国家和地区可再生能源发展的重要市场机制。承担强制配额的主体，有的是电网企业(如美国大部分州、英国)，有的是发电企业(如韩国、我国台湾地区)。我国在2015年启动新一轮电力体制改革且有一定进展，但在短期内达到如欧美的完全电力市场化模式、期冀市场化改革一步到位是不现实的。但我国放开发电侧的改革已有十余年，将发电企业作为责任和被考核主体具备基础和条件。
另一方面，燃煤发电企业承担配额责任是落实电力行业供给侧改革的一项重要措施。由于煤炭价格持续下降，发电企业投资煤电热情高涨，近一年多在电力消费增速大幅降低的情况下，煤电装机仍创历史新高，2015年新增煤电装机超过5000万千瓦，且有超过3亿千瓦的煤电处于在建、核准或前期工作状态。随着我国经济步入新常态，预计“十三五”期间的用电量增速将趋于平稳，煤电项目大干快上的局面加剧了当前全国电源过剩的趋势，造成各类电源之间，尤其是煤电与可再生能源之间直接争夺当前的利益空间和未来的发展空间。考虑绿色低碳发展转型、煤炭消费总量控制、能源领域供给侧改革等各项要求，需要强化煤电企业发展或支持清洁能源的责任，并进一步抑制企业投资煤电冲动，推进向清洁绿色电力转型。
其次，承担绿色电力配额是燃煤发电企业承担社会责任的一个重要体现。长期以来，我国煤电定价机制并没有将其外部性成本考虑在内，煤电企业在排放污染物时没有承担应有的环保责任。此外，碳交易等反映煤电外部性成本的市场机制还需要一段时间才能得以全面实施，在近期内传导到煤电成本上的作用也有限。燃煤发电企业购买绿色证书满足配额要求，可作为支付其外部性费用的一条途径。
需要指出的是，煤电企业以自建非水可再生能源项目或购买绿色证书的方式完成配额指标，与现有“可再生能源电价附加”政策并无矛盾冲突之处。“可再生能源电价附加”的征收对象是电力用户，是依据销售电量征收的，体现的是全体电力用户支持可再生能源发展的责任，征收范围并不包括发电企业，煤电企业也不需要依据其发电量缴纳可再生能源电价附加。
15%的配额指标与非化石能源占比目标相适应
2020年非化石能源占一次能源消费量占比达到15%，是“十三五”期间我国经济社会发展的一项约束性目标。
在非化石能源发电中，由于建设工期的因素，到2020年可投产的水电、核电项目及可能发电量基本是确定的。“十三五”可再生能源发展规划初步确定的目标折算为2020年非水可再生能源发电量总计约6800~7000亿千瓦时。再考虑2020年的与燃煤发电量约4.4~4.8万亿千瓦时，非水可再生能源发电量约占燃煤发电量的15%。换言之，如果燃煤发电企业实现了配额指标要求，2020年国家确定的非化石能源占比目标相应也就可以实现。
绿色证书交易促进可再生能源融入电力市场
在目标引导制度和发电配额考核制度中，建立绿色证书交易机制是符合市场化改革方向的一个亮点和核心。如果没有绿色证书交易机制，无论对电网企业提出消纳可再生能源电量比例要求，还是对发电企业提出可再生能源发电量占比要求，都不可避免带上行政计划色彩。燃煤发电企业可通过自建非水可再生能源项目或购买可再生能源绿色证书的方式，完成发电配额考核指标要求，即通过绿色证书交易机制，以市场化方式推进可再生能源发电配额机制的实施和促进可再生能源逐步融入电力市场。
绿色证书交易机制与可再生能源电价和补贴政策之间有直接关联，应与电价和补贴机制改革相辅相成，协同推进。考虑到电力体制改革提出要放开输配外的竞争性环节电价，发用电计划也将有序放开，新增火电原则上都要参与市场，这样未来燃煤发电标杆电价存在的意义就会逐渐失去，这也意味着依托燃煤标杆电价的可再生能源价格及补贴机制要做重大调整。未来风电、光伏等可再生能源电价形成机制可能需要由分资源区标杆电价逐步调整为电力市场中的批发电价加上定额电价补贴两部分组成，即由现有的差价补贴向定额补贴转变。因此，实施绿色证书交易机制，可再生能源发电的收益就将来自于电力市场上网价格、定额补贴和绿色证书收益三个方面，将会降低对政府财政补贴的需求;并且随着可再生能源成本下降、绿色证书机制完善，逐步提升绿色证书价格和收益，可加快可再生能源发电差价或定额补贴降低的步伐，尽快实现平价上网，使可再生能源发电完全参与电力市场。
另外，到2015年底我国可再生能源电价补贴累计资金缺口约400亿元，补贴资金拖欠问题已对可再生能源发电全产业链造成影响，如果政策不做调整，“十三五”期间补贴缺口仍将存在并将逐年扩大。据初步测算，如考虑绿色证书交易实施起步阶段的几年内，一个绿色证书(一兆瓦时)价格约100元，则现有可再生能源基金规模基本可满足电价补贴需要。
