可再生能源电力配额制实施困境

2019年年初，可再生能源电力配额制正式施行，此前国家能源局综合司与国家发改委办公厅也曾两次就《可再生能源电力配额及考核办法》征求意见。可再生能源关税配额制度，是指以法律形式规定可再生能源发电量在总供电量中所占份额的国家或者地区。电价由市场决定，以促进可再生能源的发展[1]。在我国，指的是可再生能源的比例指标，包括可再生能源的总定额和非水电可再生能源的定额，应根据省行政区域的用电规定来实现。当然与传统的核定电价的方式相比，可再生能源电力配额制度的优势主要在于引入市场机制，新能源的开发及利用进一步由市场决定，其中的适当竞争也有利于淘汰效率低下的企业，促进洗能源行业的发展。同时由于市场制度的引进，政府的财政压力进一步减轻。现阶段配额任务的完成主要依靠实际消纳和购买绿电证书，电网企业可以根据自己的情况选择最有利与自己的方式完成任务，政府也就无需再为多余且昂贵的新能源电力买单。并且配额制度进一步突破了原有的资源配置局势，优化了电力资源的配置，由于我国西部地区比东部地区更利于发展可再生能源，但东部地区相对发达，对于可再生能源电力的吸纳能力也更高，这就造成了生产分布与实际需求空间上的割裂。更加市场化的绿证交易则依靠跨地区的配额买卖实现了电力的流动，进一步弥补了新能源生产与消费的断层。但是，在具体的实施过程中，配额制度某些细微的困境也进一步凸显。首先电力体制市场化程度低，输配供环节未独立。由计划经济到改革开放的几十年中，我国的电力经营体制逐渐由原本的垂直一体走向形成发电环节市场竞争的格局，新型电力监管体制也已建立。但现阶段我国电力市场化改革推行成效显著的仍然只停留在“厂网分离”的环节，市场化程度仍偏低。比如我国输配供环节仍三位一体，电网企业既是输电商又是供电商，鲜见除两大电网企业外的电力企业，垄断地位明显。然而大多数发达国家例如英美的配额制度中发电、输电、配电以及供电的厂商市场化特称明显，相互独立，与我国电网基本统一，对行业实施强力管控的状况明显不同。此外，相较于其他国家，我国特殊的国情为供电体系大多由国企主导，中国的可再生能源配额制度与其他国家的配额制度有着显著的不同，一定程度上应当承担更多的义务与责任。这只是一个基于行政干预的指导性计划，而不是一个企业更好选择的市场化配额制度。[2]二是可再生能源法律政策正当性和衔接问题。[3]分类固定电价制度的优点在于价格信号明确，能够保障投资者一定的利润预期，其外部激励性明显；而配额制下由市场定价，政府不保障全额收购，则会造成“大棒+萝卜”的组合——若违反义务，则有处罚；在市场被催发后，有激励动力。保持可再生能源法律现状的同时引入截然不同的配额制，会引起产生法律政策的冲突。三是配额制度义务主体方面，存在法律正当性不足和欠缺可行性的问题。由以往采用以固定电价诱导发电商投资的激励政策，到强制将发电商列为配额制度的主体，这一转变尚缺乏法律正当性依据；省级政府列为义务主体是创新之处，但是没有法律依据，也缺乏可行性——地方政府若违反配额义务，则难以追究法律责任，只能追究政治责任。[1]并且可再生能源发电所消耗的资源以及人力成本远高于传统火电，与目前的市场形成恶性循环，出现消纳问题。当下中国经济新常态，能源市场需求本在下降，市场容量狭小，需求缺乏，同时也缺乏相关的电力外送通道，难以通过市场真正的拉起相关产业的发展，不能迅速形成强大制造业作为产业发展的支撑。而市场狭小又会造成可再生能源成本过高，形成恶性循环，使政府，银行和民营企业均对其发展前景缺乏足够信心，观望多于行动，不愿意增加投入。消纳问题产生的根本原因是长期以来各地普遍执行的煤电发电计划造成的，特别是在新常态下，电力需求量的蛋糕变小，又被煤电切去一大半，其他能源发电分剩下的小块，出现可再生能源消纳问题是不可避免的现象。[4]同时，政府补贴资金具有滞后性，标准难定，具有争议。补贴缺口问仍然是配额制度实施所面临的最重要问题。我国的新能源发展仍旧主要依靠政府的扶持与政策倾斜。众所周知，可再生能源的开采技术研发周期较长，难以彻底摆脱政府补贴支持。然而，光伏、页岩气等众多新能源的出现使得补贴缺口日益扩大。根据财政部统计，现阶段我国的可再生能源补贴累计缺口已超过1000亿元人民币。此外，我国的新能源补贴的门槛仍然较高且滞后。相关的项目必须严格按照补贴名录执行缺乏灵活性，并且即使获得资格也存在推迟补贴造成企业资金难以周转的问题。目前，仍有很大比例的新能源发电没有相应的补贴，尤其是光伏发电企业更是面临巨大的压力。[5]目前我国的可再生能源的开采以及利用技术等仍处在初期起步的阶段，随着开发技术的发展，可再生能源在实际生产生活的应用规