印度可再生能源配额制的启示

朱敏

中国在推行可再生能源配额制过程中，应充分考虑各地情况和发展水平，落实并划分有关主体责任，对实施结果不仅要有“奖励”，也要有“惩罚”。

为鼓励可再生能源发展，世界上已经有多个国家实施了可再生能源配额制。印度实施以“可再生能源购买义务”和“可再生能源证书”为核心的可再生能源配额制，这对同为发展中国家的中国具有借鉴和启示意义。印度可再生能源配额制的实施结果与预期目标存在较大差距，主要有两个原因：一方面，配额制定中没有充分考虑各地可再生能源发展水平；另一方面，缺乏有效的奖惩措施。

基本内容及运作模式

可再生能源配额制，是指政府用法律形式对可再生能源发电的市场份额做出的强制性规定。目前，英国、澳大利亚、德国、日本等18个国家和美国部分州已经实施了可再生能源配额制。相对于美国等国的成功经验，印度实施“可再生能源购买义务”（Renewable Purchase Obligation，简称RPO）的经验教训更值得同属新兴经济体的中国关注和借鉴。2003年《电力法》是印度可再生能源发电（包括太阳能、风电、生物质发电和装机小于25兆瓦的水电）配额制度的最基本法律依据。该法律第86条规定，各邦的电力监管委员会有权“规定在某一供电区域内从可再生能源购电比例”。2006年1月，印度政府电力部颁布的《电价政策》文件中对电力法中的规定进行了细化，要求各邦电监会依据电力法在2006年4月之前推出可再生能源配额，具体配额比例的设置要考虑可用资源，以及对消费者最终电价的影响。

在RPO机制下，配电公司、直购电用户、自发电用户应从本地可再生能源发电商处直接购电，也可以在可再生能源交易市场上购买来自其他邦的“可再生能源证书”（Renewable Energy Certificates，简称REC），来满足RPO的法定义务。REC是印度政府设计的一项以市场机制鼓励可再生能源发电的一项措施，与上网补贴电价FiT机制并行。即可再生能源发电商可以在FiT机制或者REC机制中任选其一，但不能两者兼得。如果选择REC机制，那么，可再生能源发电在获得与常规能源发电上网相同的电价之外，还可获得“可再生能源证书”（每1兆瓦时为1单位），用以可再生能源市场交易。为了保证REC的收益和购电者利益，国家电监会为REC的交易价设定了上限和下限。太阳能发电每单位REC的上下限价区间为9300-13400卢比（相当于每度电15-22美分），而非太阳能可再生能源的上下限为1500-3300卢比（相当于每度电2.5-5.5美分）。迄今为止，除了锡金邦以外，印度辖下的28个地方邦的电监会根据本地具体情况，针对区域内的配电公司、直购电用户、自发电用户陆续出台了各自版本的RPO，对当年或未来几年的配额作出规定，但没有长期规划。此外，为配合2010年1月推出的全国太阳能计划，印度政府2011年又对《电价政策》做了修正，要求各邦电监会对已有的RPO进行细化，专门出台针对太阳能的RPO，初始最低要求达到0.25%，此后逐年提升（到2022年升至3%）。

经验与教训

印度可再生能源配额制的实施结果与预期目标存在较大差距。2013年印度可再生能源购买义务的配额比例最高的是北部水力资源丰富的喜马偕尔邦，为10.25%（10%的非太阳能配额，0.25%太阳能配额），配额比例最低的是资源贫乏的东北部山地梅加拉亚邦，仅为1.1%（0.6%的非太阳能，0.5%的太阳能）。可以说，印度可再生能源配额各自为政。从全国范围来看，如果将各邦所制定的可再生能源配额比例累计叠加，仍会与印度联邦政府发展可再生能源的政策承诺有一定差距。2013年印度全国各邦总计的非太阳能配额为5.45%、太阳能配额为0.45%，而实际完成的水平分别为3.74%、0.08%。从所有实施了RPO的地方邦情况来看，约有20个邦未能达标，其中，有5个邦RPO达标率接近零，特别是首都德里也为零。目前，由于光伏成本下降，而REC交易市场的限价依旧，造成印度可再生能源配额基本处于有价无市的状况，大量的可再生能源证书在市场上供应却无人问津。

印度政府在2008年发布的国家气候变化行动计划中，提出2010财政年度来自可再生能源的购电比例要达到5%，此后十年内以每年增加一个百分点的幅度逐年上升，到2020年这一比例要达到15%。按照国家气候变化行动计划要求，2013年印度可再生能源达到8%的比例，但是各邦电监会制定的可再生能源配额比例总计仅为5.9%。在印度各邦配电公司面临严重的财务亏损情况下，根本没有满足RPO的动力，也没有购买REC的能力。印度这么多的地方邦配电公司RPO未能达标，原因在于：首先，本地可再生能源资源不足，发电装机也不够。其次，本地可再生能源发电成本偏高，尤其是太阳能发电成本依然过高，企业和消费者负担过重。再次，REC市场由于有最低限价，特别是太阳能发电REC每度电高达15美分，这大大高于政府的FiT补贴电价。最后，由于REC只是一纸证书，即使是买到且满足了RPO配额要求，也不能解决本地缺电问题。

印度可再生能源配额属于法定义务，但是到目前为止，配电公司购买可再生能源不达标并没有受到实质性惩罚。2003年《电力法》虽然授权各邦电监会实施可再生能源配额制，但没有具体条款授权电监会在RPO未达标的情况下实施惩罚措施。RPO毕竟是“法定“要求，所以各邦的配电公司也不甘当“老赖”，解套的方法是：向本地电监会提出申请取消太阳能配额、降低RPO配额、减免RPO或者推迟RPO达标时间。如果未得到电监会准许，还可以向当地各级法院上诉，目前一些邦的RPO问题已经进入法律程序。

可见，虽然印度可再生能源配额制的法律框架和其市场机制的思路有可取之处，但是RPO的具体实施基本上是不成功的，没有达到推动可再生能源发展的初衷。即便是那些实现了RPO配额的地方邦，其成就也并非是RPO机制使然，而更多的是因为本地可再生能源发电的装机水平所致。因此，印度政府考虑修改2003年《电力法》，引入一个全新的配额制度——“可再生能源生产义务”，强制常规能源火电厂利用其场地安装可再生能源发电机组，发电量至少达到常规能源的10%。

对中国的借鉴和启示

可再生能源配额制在中国并不是一个新生事物，有关部门多年前就已经启动相关研究。国家发改委、国家能源局不久前联合发布电改“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、湖北等地陆续出台了地方可再生能源电力配额规定，业界一直期盼的国家层面“可再生能源配额制”可谓呼之欲出。而同为发展中国家的印度实施可再生能源配额制的情况，则为我们提供了许多有益的借鉴和启示。

首先，配额的制定应考虑各地情况和发展水平。印度许多地方没有完成配额，原因在于本地可再生能源资源不足，发电装机容量不够。鉴于此，中国配额指标的制定要根据各省（自治区、直辖市）电力需求，综合考虑各地区可再生能源资源、电力消费、电力输送、经济发展水平和调整能源结构的紧迫性等因素，提出各省（自治区、直辖市）及相应电网企业服务区域的可再生能源电力配额指标。配额指标的制定应与可再生能源规划、可再生能源中长期发展目标和国家非化石能源发展目标直接相关。可再生能源资源丰富区域，其可再生能源电力发展超出本地实际消纳能力，因此，应率先承担高配额指标。

其次，可参考印度证书交易制度辅助配额指标的落实。印度的REC制度对中国具有借鉴意义。该制度对可再生能源电力的经营者（含个人），按照非水电可再生能源发电量颁发可再生能源电力证书，以作为对发电量的确认，证书所有人按市场机制交易。通过证书交易机制的建立，一是提供了一种市场化履约的手段；二是可多元化筹措可再生能源发展资金，减缓国家可再生电力补贴资金需求压力；三是通过证书流转中的交易制度设计，确保可再生能源电力补贴资金的足额及时到位。中国应通过配额证书的交易机制，为将配额制证书交易纳入碳市场交易、节能交易和污染物排放权交易提供制度接口。

再次，实施配额制应划分并落实有关主体责任。印度可再生能源配额制实施结果没有达到预期目标，主要原因在于没有落实相关主体责任，造成各行其是、无人担责的局面。为此，中国应明确各省政府和国家及省级电网企业完成可再生能源电力配额的责任。地方政府承担完成可再生能源电力配额的行政管理责任；国家电网企业对所属省级电网企业完成可再生能源电力配额承担领导责任；各省级电网企业按所在省政府要求，承担完成服务区域内可再生能源电力配额的实施责任，履行接入和输送可再生能源电力及促进消费的义务。政府负责制定实施方案、落实配套措施、促进市场发展的重任，指导电网企业、发电企业、甚至是终端用户统筹完成配额义务。

最后，对实施结果不仅要有“奖励”，也要有“惩罚”。印度的例子表明，可再生能源配额制的成功与否，不是在于法律体系表面上是否完备，而是在于政策措施和监管是否到位。既要激励满足配额的企业或用户，也要惩罚那些不达标的企业或用户；既不能让奉公守法户吃亏，也不能让“老赖”钻法律空子。对于达到可再生能源电力配额先进指标的省（自治区、直辖市）和相应的电网企业，国家能源主管部门在可再生能源开发利用相关建设布局、示范项目、专项资金分配和电网建设资金投入等方面，应给予必要倾斜；同时，对未达标地区应暂停或减少其新增石化发电项目。

（作者为国家信息中心经济预测部高级经济师）