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如何落实“全额保障性收购”

从可再生能源发电当前的发展形势来看，可再生能源电力进一步发展的瓶颈，已从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。国家在2009年年底对《可再生能源法》进行了修正，提出“国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门，按照全国可再生能源开发利用规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重，制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法”。

但目前风电的发展形势表明，通过一致认可的方式在实际中落实“全额保障性收购”存在着明显的难度。为此，国务院在2010年发布的《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》中，指出将“推进体制机制创新，深化重点领域改革”，并提出要“实施新能源配额制，落实新能源发电全额保障性收购制度”，并将实施配额制作为促进新能源发展的重大体制机制创新手段。

从中国现有的可再生能源发展政策环境来看，虽然中国已经基本确立鼓励可再生能源发电的政策框架，但包括上网电价、财税优惠、费用分摊等政策，主要着眼于支持可再生能源设备制造企业及可再生能源项目开发企业等对象。从开始对制造业出现产能过剩的担忧及风电连续多年翻番发展的形势看，已达到了政策最初的设计目的。但推进过程中仍然有两个瓶颈：

第一，当前的市场环境下缺乏政府对电网企业利益诉求的响应机制。当前政策体系除对专门为发展风电等可再生能源上网而发生的输变电投资和运行维护费用有补贴外，对电力系统因发展可再生能源而增加的系统管理和运行成本，没有建立相应的成本核算及补偿机制，事实上在当前输配没有分离、电力交易没有放开的情况下，也无法做到应有的核算和补偿。因而，对电网企业发展可再生能源而言，更多的是强调电网企业的社会责任。随着可再生能源规模越来越大，电网公司的利益诉求没有获得市场响应，电力系统内各类不同的资源因可再生能源发电数量的增加而带来的利益冲突，可再生能源上网难的问题越积累越突出。

第二，是国家没有明确地方政府发展可再生能源的责任和义务。当前，很多“三北”(东北、华北和西北)资源丰富地区都把发展可再生能源作为促进地方经济发展的重要手段，在没有落实市场消纳归属的前提下，提出了过高、过快的发展目标，部分接网费用标准按线路长度制定：50km以内为1分/kWh，50-100km为2分/kWh，100km及以上为3分/kWh。地区无视发展节奏，提前透支了本地的发展潜力，加剧了风电并网和消纳困难的局面。对很多东中部电力负荷集中、消纳市场空间大的地区，却没有让本地区电力消费市场为风电等可再生能源电力提供统筹消纳服务的制度安排。

第三，缺乏合理的电网调度机制。事实上，从风电等可再生能源大规模发展的前景来看，对既有电力市场形成最大冲击的对象无疑就是火电。但无论对于可再生能源资源丰富还是不丰富的地区，按照当前的市场运行规则，在没有强制性要求的前提下，火电企业的发电计划指标都不可能为可再生能源电力做出实质性的让步，这直接导致了“全额保障性收购”实现起来难度极大。

从当前风电为代表的可再生能源发电面临的主要矛盾来看，解决风电上网和消纳困难是主要的目标。在这种情况下，有必要通过配额制的建立，将发输用有机结合在一起，其方式是通过对可再生能源电力消费主体、可再生能源电力输配主体和可再生能源电力生产主体提出可量化考核的强制性数量要求，从而达到落实“全额保障性收购”的目的。

地方政府作为“电力消费主体”的可考核代表，承担完成一定比例的配额要求，电网公司作为可再生能源输配的主体，是地方政府配额指标的实施责任主体。虽然当前的固定电价政策已确保了可再生能源电力生产具有一定的吸引力，但从确保配额应具有一定的数量保障的角度出发，需要对一定规模的火电企业，按照承担一定社会责任的原则出发，提出一定比例的配额要求。

目前国家已经在制定单位GDP能耗降低目标的同时，提出要实施“合理控制能源消费总量”，将能源发展模式从“敞口供应”，转变为“天花板”限制供应的新兴模式，能源发展约束性指标，也从“强度”的单控，转变为“强度”和“总量”的双控模式。其中，在合理控制能源消费总量的总体思路中，其核心是控制以煤炭为主的化石能源消费，因而，宜将可再生能源从“合理控制能源消费”中的控制对象中剔除，从而将发展并消费可再生能源作为一项鼓励地方政府本地消纳可再生能源的动力。只有解决了发展的动力，才能充分挖掘各方面的潜力，切实落实“全额保障性消纳”目标得到实现。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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