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摘要：随着可再生能源市场的扩大，可再生能源电力补贴的压力逐渐增大，客观上要求国家在固定电价制度之外发展可再生能源配额制度。可再生能源配额制度的关键问题是电力消纳问题。美国部分州通过立法规定了社区选择集合制度，由地方政府来集合所有零售电力需求，与可再生能源电力供应商签订长期的电力销售协议。社区选择集合制度为电力供应商提供了稳定的市场预期，并为消费者提供廉价的可再生能源电力，从而推动可再生能源消费的增长。我国可以借鉴美国的经验，设计类似的制度，从而推动可再生能源电力的需求侧改革。
关键词：可再生能源；配额制；社区选择集合
2015年12月12日，《联合国气候变化框架公约》（以下简称《公约》）缔约方大会通过了《巴黎协定》，这标志着国际气候变化法律新秩序的诞生。与《京都议定书》不同，《巴黎协定》采取了自下而上的减排责任分担机制，要求各缔约方根据《公约》目标在以公平为基础但体现共同且有区别的责任和各自能力原则之下，根据不同国情提交本国的国家自主贡献文件。按照这一规定，各国都必须提出本国的国家自主贡献目标，并确定应对气候变化的主要措施。我国在国家自主贡献文件中提出了五大目标，其中有到2030年非化石能源（可再生能源和核电）占一次能源消费比重达到20%左右这一目标。要实现这一目标，我国需要进一步推动可再生能源产业的发展。从目前的状况来看，自2006年我国实施《可再生能源法》以来，可再生能源产业已经获得了长足的发展。但是随着整个市场规模的扩大，原有的建立在“固定电价制度”（RenewableFixedPriceSystem）基础上的可再生能源法律制度已经无法满足市场进一步扩大的需要，迫切需要向配额制度（RenewablePortfolioSystem）转型。在配额制之下，如何通过电力消纳完成配额将会成为一个关键性的问题。目前，对于如何通过需求侧改革实现最终的可再生能源电力消纳，尚无明确的解决方案。有鉴于此，本文旨在通过系统介绍分析美国“社区选择集合项目”（CommunityChoiceAggregationProgram）的基本原理，为我国可再生能源电力消纳问题的解决提供域外的制度经验，进而在理论上为我国从固定电价制度向配额制度转型提供一种基于地方行动的解决方案。
一、问题的提出
按照《可再生能源法》的规定，可再生能源是指风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。人类社会利用可再生能源的历史源远流长，现代意义上的可再生能源利用方式主要是通过发电将可再生能源转化为二次能源供社会消费。与传统的化石能源相比，可再生能源具有清洁、可再生等特点。最为重要的是，利用可再生能源不会导致二氧化碳排放，因此，大力推动可再生能源发展对于减少化石能源依赖、应对气候变化具有重要的意义。我国早在20世纪50年代就开始对风能、太阳能、沼气、太阳灶、光伏技术等可再生能源及技术进行研发与应用，但20世纪80年代末之前，发展的主要目标都是补充农村燃料的不足。进入20世纪90年代之后，随着经济快速发展，传统化石能源不仅不能满足我国城乡生产和消费的需求，所带来的大气污染问题也越来越严重，加上我国成为《公约》缔约方，需要主动应对气候变化，因而我国从1990年以后出台了一系列有关可再生能源的法律与政策。例如，《电力法》第5条规定，“国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电”。又如《节约能源法》第4条第三款规定，“国家鼓励开发、利用新能源和可再生能源”。在政策方面，1999年原国家计委、科技部《关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》确定了对可再生能源并网发电项目在还款期内实行“还本付息加合理利润”的定价原则，高出电网平均电价部分由电网分摊。这一政策的落实为《可再生能源法》的制定奠定了基础。
2005年2月，我国颁布了《可再生能源法》，结束了之前可再生能源立法零散、不成体系的状况。更重要的是，《可再生能源法》的颁布施行，明确了国家在可再生能源方面的政策导向，向社会资本释放了明确的政策信号，提供了长远的、稳定的政策预期。与传统能源相比，利用可再生能源发电的核心问题在于成本，风电、光伏发电以及生物质能发电的成本要远远高于传统能源发电成本，这导致可再生能源电力价格要高于传统能源电力价格。如果不采取任何政策措施，风电、光伏发电和生物质能发电在电力市场上无法与传统能源电力竞争，这导致投资者不愿意投资可再生能源产业，电网企业也不愿意收购可再生能源电力。因此，《可再生能源法》设计了一系列的制度措施，以解决可再生能源电力上网以及成本问题：首先，《可再生能源法》规定了“可再生能源全额收购制度”（RenewableFullPurchaseSystem），要求电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。其次，《可再生能源法》规定了固定电价制度，这一制度又可以称为“可再生能源回馈补贴制度”（RenewableFeed-inTariffSystem），是指政府确定可再生能源的上网标杆电价，并通过补贴可再生能源发电成本与常规上网电价的差额，使技术尚未成熟和开发运营成本仍然较高的可再生能源发电项目能够有长期稳定的合理回报，从而吸引部件、系统和运营商及投资人的积极参与，进而推动整个产业的发展和市场的扩大。例如，国家发展改革委2016年发布的《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》规定，全国光伏发电价格按照资源区类型划分为三级价格，Ⅰ类资源区0.65元、Ⅱ类资源区0.75元、Ⅲ类资源区0.85元；全国陆上风力发电价格按照资源区类型划分为四级价格，Ⅰ类资源区0.40元、Ⅱ类资源区0.45元、Ⅲ类资源区0.49元、Ⅳ类资源区0.57元；高出部分由可再生能源发展基金补贴。再次，对于电网企业收购可再生能源电力所支付的超出常规能源的费用，采用费用分摊的方法进行消纳。按照《可再生能源法》以及《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》的规定，可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式分摊解决。2009年《可再生能源法》修改之后，可再生能源电价附加被纳入可再生能源发展基金之中，但仍然用于补贴电价差额和电网企业不能通过销售电价回收的合理的接网费用和其他相关费用。通过强制上网、固定电价和费用分摊，我国建立了完整的推动可再生能源市场发展壮大的制度体系，为可再生能源市场的快速发展奠定了良好的制度基础。
在固定电价和补贴的刺激之下，可再生能源市场获得了较快的发展。但是，随着可再生能源发电规模的扩大，建立在经济性政策工具基础之上的可再生能源法律制度体系逐渐暴露出一些问题。首先，在市场发展初期，由于可再生能源发电总量较低，国家的补贴压力较小。但是随着发电规模的扩大，国家的补贴压力与日俱增，加上漏征企业自备电厂附加费的原因，可再生能源电力补贴出现了较大的资金缺口。根据财政部的统计，到2017年可再生能源电价附加补贴资金缺口巨大，合计已超过1000亿元。预计仅2020年当年就将存在700亿元的补贴资金缺口。这导致可再生能源发电企业电费收入被大量拖欠、成本负担提升，企业经营艰难，影响了社会各界对可再生能源发展的信心。为了填补电价缺口，国家只能提高可再生能源电价附加征收标准。可再生能源电价附加征收标准在2006年仅为1厘钱/千瓦时，2009年时涨为4厘钱/千瓦时，到2012年涨到8厘钱/千瓦时，到2013年涨到1.5分/千瓦时，到2015年已经提高到1.9分/千瓦时。可再生能源电价附加的提高，给企业带来了较大的用电负担。其次，尽管《可再生能源法》明确规定了电网企业具有全额收购可再生能源的义务，但是在实践中由于以下几方面的因素导致可再生能源电力上网困难，“弃风”“弃光”现象十分普遍：第一，我国风能光能资源丰富区往往处于偏远地区，地方消纳能力不足，而风电与电网规划不协调，部分地区风电规划和建设时序不断调整，项目规模和进度远超规划，配套送出工程难以在电网规划和建设时统筹安排，导致清洁能源外送能力不足；第二，我国电力行业的政策和市场机制还不健全，市场化程度偏低，为了完成火电年度电量计划，火电企业和地方政府不愿意让出火电电量空间，为了完成火电年度计划有时不得不限制可再生能源发电的电量空间；第三，风电大规模并网消纳存在技术难题，难以预测和调度。2009年《可再生能源法》修改之后将可再生能源全额收购制度调整为“可再生能源全额保障性收购制度”（RenewableFullGuaranteePurchaseSystem），要求电网企业每年在规划范围内全额收购可再生能源电力。但是在实践中，“弃风”“弃光”现象仍然十分普遍，基于此，环保组织自然之友甚至于2016年向法院提起环境公益诉讼，要求宁夏电网公司和甘肃电网公司赔偿因为没有全额收购可再生能源电力导致火力发电增加产生的污染和温室气体排放损害。
基于上述复杂原因，我国从2009年开始考虑引入可再生能源配额制度来替代可再生能源固定电价制度。国家能源局于2009年开始委托可再生能源中心研究和起草《可再生能源电力配额及考核办法》，经过近十年的研究讨论，于2018年3月、9月以及11月三次对《可再生能源电力配额及考核办法》公开征求意见，并提出将于2019年1月1日起开始实行可再生配额考核。与固定电价制度依赖于补贴不同，配额制度的基本原理是“行政强制加可交易的绿色电力证书”，即通过行政命令确定特定主体生产、收购或者消纳可再生能源电力的年度份额，并且允许主体之间交易权利证书，以降低义务履行的成本。按照2018年11月国家能源局综合司印发的《国家发展改革委国家能源局关于实行可再生能源电力配额制的通知（征求意见稿）》（以下简称《可再生能源电力配额制通知》）的规定，国家按省级行政区域确定配额指标，各省级人民政府承担配额落实责任，应达到一定的约束性指标，即最低可再生能源比重指标。承担配额义务的市场主体为配售电企业和电力用户。其配额完成量主要有三种形式：从区域内或区域外电网企业和发电企业购入的可再生能源电量,自发自用的可再生能源电量,、从其他配额义务主体购买的配额完成量或购买绿证折算的配额完成量。
从《可再生能源电力配额制通知》的规定可以看出，在新的制度之下，可再生能源电力输配各个环节的主体实际上承担了比之前更重的义务。地方人民政府在新的制度之下必须履行推动可再生能源发展的任务。按照《可再生能源电力配额制通知》的要求，地方政府必须按年度组织制定本省可再生能源电力配额实施方案，包括年度配额指标及配额分配、配额实施工作机制、配额履约方式、考核方式等。有关省级能源主管部门会同电力运行管理部门督促省属地方电网企业以及未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业履行可再生能源电力配额义务。除此之外，地方配售电企业和电力用户也承担较重的义务。各承担配额义务的市场主体及电力用户均须完成所在区域电网企业分配的可再生能源消纳电量，并在电网企业统一组织下共同完成本经营区的配额。尽管《可再生能源电力配额制通知》没有对可再生能源配额如何与可再生能源固定电价制度的衔接做出规定，但是可以预见，由于新的制度依赖于计划性的配额分配和行政性的监督检查，其所面临的执行阻力必然要远远超出可再生能源固定电价制度。因此，对于地方人民政府来说，未来需要解决的核心问题是如何通过更加有效的、灵活的制度设计，来为地方配售电企业和电力用户提供更加充分的激励，以推动上述主体完成可再生能源的消纳任务，这需要借鉴有效的域外经验。