新电改配额制打出组合拳 需防“自己请客别人买单”

　　国家发改委、国家能源局前段时间联合发布电改“9号文”首个配套文件《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，明确鼓励提高新能源发电的消纳比例，随后内蒙古、湖北陆续出台地方版可再生能源电力配额规定，业界期盼多时的国家层面“可再生能源发电配额制”也处在修订完善阶段。配额制政策的出台，将会有效促进我国可再生能源电力的发展，并建立起有足够保障力和可操作性的可再生能源电力消纳政策措施。
　　促进消纳是“中国特色”
　　当前，开发利用可再生能源已成为世界各国保障能源安全、应对气候变化、实现可持续发展的共同选择。从全球促进可再生能源发展的措施来看，主要分为三个方面：一是明确可再生能源在未来能源转型中的地位，制定可再生能源发展战略目标。二是制定支持可再生能源产业化发展的经济激励政策。三是制定强制性的可再生能源市场份额政策，即配额制。
　　配额制始于上世纪90年代，美国是全球最早实施可再生能源电力配额制的国家，英国也于2002年开始实施可再生能源义务(RO)制度。此外，澳大利亚、意大利、韩国和印度均实施了以规定强制性可再生能源电力市场份额为特征的配额制，而我国可再生能源电力配额制也出台在即。
　　国外可再生能源配额制政策体系主要以电力市场为基础，对参与市场竞争的电力供应商提出约束性的可再生能源电力配额要求，并通过绿色电力证书交易制度实现配额指标的流转。可再生能源电力除了通过电力销售获得电价收入，还可以通过绿色证书交易获得额外收入。从实施效果来看，配额制对可再生能源发展起到了重大推动作用，已证明是一种行之有效的促进可再生能源可持续发展的长效机制。
　　与国外不同，我国可再生能源电力跨区消纳问题突出，因此我国配额制度建立的初衷并非可再生能源发展经济代价的疏导和分摊，而是解决可再生能源电力的消纳问题。希望通过建立有足够保障力和可操作性的具体措施，打通管理、机制和电力物理通道。解决的具体思路是通过对各省(区、市)电力消费提出强制性的可再生能源比例目标，使电力系统的运行机制、资源配置、运行区域为满足比例目标而进行强制性调整，确保风电等可再生能源电力的市场消纳，为可再生能源的持续性发展提供制度性保障。
　　跨区协调是“核心环节”
　　自2005年颁布实施《可再生能源法》，我国可再生能源发展的基本法律制度和政策框架初步确立，对加快推动我国可再生能源开发利用产生了积极影响，风电、太阳能发电等可再生能源产业迅猛发展。但是随着非水电可再生能源电力的大规模发展，可再生能源电力进一步发展的瓶颈，由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，突出体现为当前风电等可再生能源电力电网接入和市场消纳困难。
　　一方面，目前电网企业缺乏深入采取技术和管理措施接纳更多可再生能源的外在动力，同时受制于发电指标的计划管理，难以充分挖掘电力系统在促进可再生能源电力发展方面的潜力，可再生能源电力进一步规模化发展步履维艰。
　　另一方面，各地区对可再生能源重开发而轻市场，地方政府对可再生能源电力就地消纳的工作不够重视，且现有电力体制及机制难以独立支撑可再生能源电力消纳。
　　总而言之，要解决可再生能源电力发展的困境，需实现可再生能源电力在更大范围内的消纳，扩大可再生能源电力调度运行涉及的电网区域范围，这要求系统运行需与可再生能源发电的波动性相配合，其他电源的配置和运行方式也要与风电和太阳能发电的运行特点相适应。
　　为实现这个目标，国内针对配额制的研究和探索已经开展多年，作为重要的能源政策其制定背景和实施方式具有自身的特殊性。一方面是协调难度大。配额制的制定初衷是解决外送可再生能源电力的消纳问题。而跨区可再生电力消纳涉及到国家级电网企业和同等级消纳区域政府之间的协调及协商。一定程度上增加了政策实施效果的不确定性和不可预见性。这与仅需单独依靠区域自身强化管理、调整经济结构、推进技术进步、优化能源结构即可实施完成的节能减排、能源“双控”政策等不尽相同。另一方面是需要真实消纳。配额制解决的是可再生电力物理电量的真实消纳，因此需要电力的发、输、配、用在同一时间完成，并且建立其间的物理网络联系。这与通过碳市场进行虚拟交易即可完成的碳减排义务也不相同。
　　实施迫在眉睫