李鹏：关于可再生能源电力配额与绿色电力证书交易的思考

摘要：对于强制配额考核推出的时间，可以考虑不晚于2018年中。

(文/国家能源局新能源司 李鹏)

一、我国能源转型和能源革命的形势以及路径选择

新世纪以来，以清洁低碳为主要特点的能源转型成为各主要国家普遍的能源发展战略选择，欧美等国主要研究机构都提出，拟在未来二三十年内，通过技术进步和机制保障实现能源供应主体从煤炭、油气等传统化石能源逐渐转向风电、光伏发电等可再生能源。十八大以来，习近平总书记也提出了“四个革命，一个合作”的能源发展战略，其中两项重要内容就是推动能源消费革命和能源供给革命。我国目前能源结构仍以化石能源为主，2016年，化石能源占一次能源消费比重达86.7%,特别是煤炭消费占能源消费比重达到62%。虽然近年来清洁能源占比快速提高，但是未来较长一段时间我国能源供应的主体仍将是煤炭。能源转型的核心内容，将是在优化利用存量化石能源项目、确保实现能源供应安全的前提下，通过政策激励使清洁低碳能源成为我国能源供应增量的主要来源，通过逐步替代，最终实现能源供应主体的彻底转变。但过程中还需要注意两个方面的问题：

一是低碳才是能源供给革命的核心特征。近年来，很多观点用污染物超低排放的环保概念来替代低碳的能源转型概念，扰乱了能源转型的核心方向。能源转型必然有利于环境保护和生态文明建设，但这并不是说减少污染物排放就是能源转型的核心概念，能源转型实际上是一个更高的战略性要求，低碳是其主要特征之一。发电企业减少二氧化硫、粉尘等污染物排放，是企业天然的义务，无论是否进行能源转型，这都是企业应当且必须履行的社会责任。如果再结合先进国家的政策激励方向以及习近平总书记提出的到2030年左右我国二氧化碳排放达到峰值的要求，我们就可以看出，我国能源供给革命的最终方向并不是化石能源的超低排放，而是实现一个对环境最大程度友好的低碳的能源供应体系。

二是能源消费革命的动力严重不足。长期以来，我国能源特别是电力领域统购统销的销售模式严重弱化了电力消费者的自主选择权，使得各方的关注焦点过度集中在单一的能源成本方面，忽视了消费侧的责任。就电力而言，消费者从电网买电，只需要关注价格，不用考虑用的电是哪里来的，是什么发电品种发的。如果仍维持原有的电力市场格局不变，推动能源结构转型就相对简单，因为只需要关注发电侧就够了，发电侧实现了结构调整，用户侧的结构自然就调整过来了。但是从目前看，一方面发电侧自身调结构的动力不足，近年来各发电集团投资燃煤发电项目的冲动仍然很大，另一方面，在供给侧改革的大背景下，如果没有消费侧的推动，供给侧的积极性很难提高，也不利于解决消纳的问题。随着电力体制改革的逐步推进，发电企业与电力用户之间的协议购售电有望成为电力市场的主要交易方式之一，这就为用户侧的主动选择提供了便利条件。能源转型的最终受益者是全社会的所有企业和个人，通过有效的政策激励，推动有意愿和一定经济承受能力的电力用户优先使用低碳能源，通过这些先进企业和个人的示范带动作用，最终形成全社会积极利用低碳能源的整体氛围和市场导向，才是能源消费革命的核心内容。实际上，新能源发电技术的兴起和能源转型的由来，也是由消费侧驱动的。传统的化石能源利用带来了无法承受的资源和环境压力，才会迫使丹麦等欧洲国家转向新能源发电技术开发。

从低碳能源的各类品种来看，考虑到水电存在资源总量的制约以及开发成本也将不断上升，未来增长的空间可能有限。福岛核事故后，全球的核电建设也进入了低潮期，核电建设受到整体社会氛围的制约，未来发展存在一定的不确定性。从上世纪到现在，风电、光伏发电等新能源已经走过了三四十年的发展历程，技术进步和成本下降的速度有目共睹，且迄今未发现颠覆性的制约因素。未来如果不出现当前无法预见的新兴清洁能源发电技术，风电和光伏发电将成为全球能源清洁低碳发展和能源转型的主要推动力。

但是，在不考虑化石能源环境成本的情况下，从未来一段时期来看，风电、光伏发电仍将面临相对成本较高的问题，如何通过良性的机制设计，使我国以最小的系统成本完成能源转型，是摆在我国决策者和整个能源产业发展面前的核心问题之一。

二、我国新能源产业和政策现状

从目前全世界的实践来看，风电、光伏发电等新能源产业仍是政策驱动。近年来，我国风电和太阳能发电在产业政策的扶持下快速发展，取得了举世瞩目的成就，但目前也面临弃风弃光加剧和补贴资金不足的问题。关于这一现象的原因分析很多，但个人认为，从根源上来说，这是当前的扶持政策体系与产业发展实际需求不匹配矛盾的突出体现。

自2006年起，我国逐步对各类新能源实施标杆电价政策，其特点是政策相对稳定，财务模型也比较简单，企业根据可研报告和标杆电价很容易测算收益，在产业发展初期极大地降低了企业经营风险，促进了产业快速发展。但是在发展到一定规模之后，其弊端也逐步显现，首先是电价附加不可能无限制上涨，德国居民电价中的附加已经超过6欧分，负担比较重。而且价格政策比较僵化不利于充分发挥市场竞争的降成本作用。我们2009年制定的风电标杆电价当时在全世界是比较低的，但是目前一些国家陆上风电每千瓦时招标价格已经降至4-5美分，海上风电的招标价格已经降至6-7欧分，都比我国现行的价格低。其次也是最关键的，标杆电价政策主要是对发电侧进行激励，其他环节特别是消费侧的责任不清晰，大家建的积极性有了，用的积极性不足，容易“重建轻用”造成限电。

实际上，目前面临的绝大多数问题都是新能源的利用率不高造成的。近年来，随着技术进步，我国风电、光伏发电的实际发电成本已经大幅下降，具备了大幅降低补贴强度的基础，但是限电已经成为补贴降低的主要障碍。例如2016年全年我国风电限发约500亿千瓦时，估算全行业经济损失250亿元，如果这些电都能发出来，在确保全行业收益不减少的前提下，全国风电平均度电补贴可以从目前的每千瓦时0.2元大幅降低至0.1元。实际上大量的财政补贴资金都通过限电或者与自备电厂直接交易的方式流入了本该淘汰的燃煤电站或者高耗能产业。因此，进一步加强对消费侧的激励和引导，确保新能源电力的充分利用，大幅减少新能源并网运行不必要的系统成本，才应是未来政策设计的重点所在。

此外，随着简政放权的深入推进，原有政府职能也在逐步转变，之前有关部门主要通过价格审批和项目审批管理，逐步过渡到规划管理，也就是定年度规模，价格也逐步调低，但是运行一段时间之后，又出现了矛盾。比如年度规模，到底每年的规模多少是合理的?每个省的合理规模又是多少?有人说按照规划来，但是规划不能等同于计划，规划只是个指导性的文件。价格问题也是一样的，我们虽然建立了价格退坡机制，但是降多少合适?降多了产业受不了，降少了产业容易过热，人为测算的价格无法精确的反映市场供需的变化。从市场化改革来看，随着燃煤标杆电价政策的取消，双边交易电量的电价是实时变动的，原有的两部制标杆电价补贴模式相当于失去了补贴基数，难以为继。这几类矛盾现在日益尖锐，只能通过市场化的手段加以解决。

综上，可以看出，经过十多年的快速发展，整个新能源产业的扶持政策体系必须进行重大调整。在政策调整过程中，一定要坚持充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，要最大限度减少行政管制，政府不该管和管不了的，要交给市场来调节。根据李克强总理在2016年政府工作报告中提出的“完善风能、太阳能、生物质能等发展扶持政策，提高清洁能源比重”的要求，通过深入研究比较各类支持可再生能源产业发展的政策，可以考虑借鉴国际先进经验，结合电力市场化改革和简政放权，深入研究和适时启动可再生能源电力配额考核制度，同时配套实施绿色电力证书交易制度。

三、关于可再生能源电力配额考核和绿色证书交易制度的思考

可再生能源电力配额考核制度及配套的绿色电力证书交易机制是国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策，目前英国、澳大利亚、瑞典、挪威、意大利、日本、韩国和印度等20多个国家以及美国29个州和华盛顿特区等均实施了配额制考核。如美国加利福尼亚州最近提出到2020年可再生能源在全部电力消费中的比例要达到50%，英国提出到2020年可再生能源电量占比达到30%。