在经历了今年3月和9月两轮征求意见后，11月《关于实行可再生能源电力配额制的通知(征求意见稿)》（后简称《意见稿》）又出来一稿，即业界统称的第三版，可见政策机构的用心。一方面，多方征求意见，争取找到最大公约数，寻求各方利益最大，潜在损失最小，做到尽可能的公开、公平、公正和民主；另一方面，三次征求意见，充分体现了政策制定的谨慎和细致，影响深远的政策不轻易出台。
中国可再生能源经过粗放式的快速发展，从上游制造到下游应用，无论是技术创新还是产业规模，都已成就了全球领先地位，但制约我国新能源发展的几座大山依然存在。按照王斯成老师的概括，至少包括三个方面：补贴拖欠、并网消纳及发展动力。拖欠补贴问题我们在上一篇《一手好牌打得稀烂，光伏业如何更好》中提供了解决方案。我们预估，存量电站每年补贴金额在1000-1200亿元人民币之间。存量电站补贴消化的最佳途径就是可再生能源电力配额加上绿色电力证书交易，通过联动配额和证书，将中央政府承诺的补贴金额变成证书由火电企业购买，既实现政府承诺的补贴，挽回了政府的信誉，又让电站投资企业化解应收补贴之窘，更重要的是，可以通过配额的调整，实现我国能源结构的转型，按计划有步骤地提高可再生能源在能源生产和能源消费中的比例。
可见，可再生能源电力配额实施方案意义重大，实施得好，多方共赢，中央政府、地方政府、用电主体、售电企业、电力市场都将得益，达到帕累托更优；实施得差，政策落实不下去，实施成本高，目标完不成，处罚不到位，社会可能怨声载道。
《意见稿》四易其稿，始终侧重用户侧
三版《意见稿》都一以贯之对电力用户和售电企业设定了可再生能源配额，即用户侧配额制，按省分配指标，由省能源局制定并实施省内方案，电力用户及售电企业共同承担配额义务，省能源局同时负责对承担配额义务的各主体进行考核。
相比前两版，第三版《意见稿》主要有以下两点变化：
（一）去补偿罚金、增激励指标，第三版修改了第二版中提出的“配额补偿金”，不再对未完成配额的义务主体设置罚金，改为“列入不良信用记录，予以联合惩戒”。同时首次提出了激励性指标，较前两稿核定的配额指标更灵活，虽未提出具体激励方案但仍将起到正向鼓励作用。
（二）一定程度上简化了配额核算与交易机制，以考核消纳可再生能源电量为主，以市场购买可再生能源电量与自愿认购绿证为辅。修改了第二版中以绿证为唯一考核指标的方案，减少了政策之间的交叉重叠，似乎更容易操作。
《意见稿》仍坚持促进可再生能源发展的目标，简化了机制设计，强化了监督与责权体系，各级政府机构监督责任和权力加大。
其实，在2016年4月，国家能源局曾发布《关于征求建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知意见的函》，其主旨在于针对发电企业设定可再生能源配额，对煤电企业可再生能源的发电占比做了规定，即发电侧配额制。不知何故，征求意见无疾而终。
行政体系层级落实，可能滋生新问题
《意见稿》将可再生能源电力配额分配到各省级政府，各省级政府作为配额指标责任主体，一般会将配额进一步细分到地市级政府甚至县级政府，给低层政府定指标，由低层政府再去落实给电力用户和售电企业。条块分配、以块为主，是我国传统计划经济的模式，将中央目标细分给地方政府，由地方政府层层落实，行政手段看似简单易行，实质衍生很多问题。
（一）分配给各省的配额，以及次级分配的科学性、公平性何在？
《意见稿》对配额指标测算方法、配额消纳量核算、配额完成量核算方法、整体配额完成指标等都给了计算公式和方法，计算公式很复杂，但科学性和公平性如何？省级政府分配给地市级机构的各项公式如何设计，如何考核，其科学性和公平性如何保证？正式文件是否可以有指导意见？
（二）负责落实全省方案，各省能源局及新能源处能否担当？
全省指标测算、工作建议、方案制定、指标分解、机制建立、配额履约、评估考核、监督检查等等都将由各省能源局负责，新能源处承担。各省能源局编制多的二三十人，少的十几个，新能源处可能才二三人。如果不是电力专业毕业的专业人士，准确理解这一正式文件都会成问题，依靠二三人承担这么多的工作，恐怕力所难及。
（三）各级能源局很大的裁量空间，是否会滋生更多的寻租？
《意见稿》延续切“块块”分指标的传统计划经济的做法,各省为了配额比例会相互博弈。此外，省级指标确定后，会将指标再分配给市、县一级，再继续分配给售电企业和用电主体，分配标准如何保证客观、如何进行监督？指标与配额在各层级分配,由各级政府机构、发改委、能源局所操作，人为裁决空间比较大，影响面广，每个指标每份配额对应一定的价值，权力寻租机会激增。
（四）责任主体多执行流程复杂，实施效果会打多少折扣？
政策设计过于复杂，指标落实涉及各级地方政府、配售电企业、电网企业及用电主体之间的层层传递。《意见稿》按省划分指标，虽然看似用电主体承担了配额的成本，但发电企业的收益必然也会受到影响，而这中间还经过各级政府和两大电网，配网、售电等企业，责权又有很多交叉，政策的执行力将会变差，实施成本巨大，政策效果将大打折扣。第三版相较第二版，虽已将义务主体、责任落实主体等分工更加简化与明确,确定了电网企业承担经营区配额的实施责任，但电网仍然作为协助确定配额指标的技术支持方，其供电公司还需承担配额义务，同时肩负帮助政府制定、落实方案的协助者责任，身兼多职，可能会与其他市场主体在完成配额方面存在潜在的矛盾。公共政策应当简明、易理解、好执行，若过于复杂，涉及过多环节，政策的实施就会越拐越弯。
（五）《意见稿》中配额制设计复杂，真能又助于打开绿证市场？
根据能源基金会清洁电力项目主任陆一川介绍，与美国配额制（RPS）显著不同的是，国内“证”随“电”走。将绿证与电力交易捆绑，义务主体（电网及其他配售电公司）在通过交易完成配额后，很难再自发自愿地购买绿证，难以打开绿证市场。若主体落在发电企业上，却有逻辑可循，完不成可再生发电比例的目标，则去市场上购买绿证；超额完成，则可将证书出售。绿证的价格则由供需市场来决定。
（六）规定各省政府为落实配额的主体，地方政府真有抓手？
各省级政府承担省级配额落实责任，地市级政府承担地市区的落实责任，省内配额和指标制定和落实是由省能源局与各省电网共同确定，但就可再生能源投资决策、实际并网容量以及能否并网消纳等，地方政府没有多少话语权，无法起到主导作用，地方政府的权力责任难以对等，处境较为尴尬。
简单易行选项，直接考核火电企业
《意见稿》的落脚点在于加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，推动能源转型。根据我国“十三五”规划中制定的战略目标，在2020年、2030年非化石能源占一次能源消费比重将分别达到15%和20%，其中到2020年，全部可再生能源发电量占全部发电量达到27%。回归本源，可再生能源电力配额的考核即是对火电企业可再生能源发电比例的考核。
若发电企业（包括自备电厂）成为配额考核的主体，电网企业对其并网消纳情况定期统计，若可再生电力超过规定比例，超过部分发等量的绿电证书；若低于规定的比例，发电主体则需购买等量的绿电证书，或在下期的并网电量中减少火电额度。
我们认为，回归本源，将可再生能源电力指标无差异的直接分配给全国所有的火电企业，由所有的火电企业承担相应的比例，即实施发电侧配额制，例如，2019年定14%的非水可再生电力比例，2020年可定15%。根据总体目标，每年逐步提升。
如此政策选项，目标明确，确定简单，分配容易，优势非常明显。
（一）承担责任的主体少，容易考核。
火电企业按集团划分，全国不超过50家。全国范围内的自备电厂按所有者集团划分应该不超过300家。全国范围内只考核不超过350家拥有火电的企业集团，平均每个省才10家左右，考核非常容易。相比较，《意见稿》对所有售电企业及电力用户进行考核，主体多、环节复杂、责任重叠，考核不但会失去公正和客观，而且会异常艰难。
（二）确定可再生电力统一比例，一视同仁。
对所有发电企业一视同仁，规定相同的可再生电力比例，做到央企、地方国企、民企、外资、自备电厂完全等同，减少矛盾和不满，体现市场体系下的公平原则，对内对外展示改革开放的决心。《意见稿》没有考核发电企业，考核售电和用户，更似缘木求鱼。电本身是绝对同质的商品，进了电网就完全混同一起无法区分了，所以用户根本无从判断哪个电是火电，哪个电又是可再生电力，售电卖的电和用户用的电都是一样的。试图考核电力用户消费可再生电力的比例，但如何确保可再生发的电，通过遥远的输配，到达特定的售电，最后恰好送到某个特定的用户？诚然，可再生能源自发自用的分布式，可直接到达电力用户，这虽然也纳入考核，但《意见稿》对最适合可再生电力发展的分布式模式并没有鼓励举措。
（三）发电侧配额制，可实现全国范围内电力资源配置最优。
我国大部分电力集团在全国范围内都有布局，如果配额比例确定给电力集团，集团就可以全国范围内进行平衡和优化。一方面，集团会优先在性价比高的地方投资可再生能源发电，最适合可再生能源发展的分布式、多能互补、分布式各种新生态会得到更快的发展；另一方面，集团会优先按照经济性从高成本低效率和年久不达标的机组开始淘汰，实现全国范围内最优。电力集团可以化被动为主动，自主地协调、统筹全国的电厂，淘汰落后产能，优化资源配置。而《意见稿》在各省分配指标，可能会导致一些省份不得不关掉一些电厂来实现局部最优，这些电厂可能在全国范围来看是成本较低、效率较高的。
（四）发电集团配额比例确定后，容易培育绿电证书市场。
可再生能源发电配额比例确定后，电力集团可自由决定降低煤炭发电比例或在市场上向新能源企业购买绿证。这种主动、市场化的降煤电会使得2030年20%的目标更可期待。很多电力集团拥有自己的新能源业务，他们将重新平衡煤电与可再生能源的成本和收益，或将更倾向投资边际成本几乎为零的可再生能源。对于新能源业务较少的电力集团，一方面将在全国范围内寻找最好的可再生能源电站投资机遇；另一方面，将通过并购获得性价比最高的可再生能源发电企业，以补齐短板。特别的是，对短期达不到比例要求短缺的部分，不得不通过购买绿证的方式达到考核要求。绿证市场不知不觉中培养出来了，所有可再生能源企业可通过出售绿证获得额外收入，解决可再生能源发电综合成本偏高和补贴拖欠问题。可再生电力比例不足的电力集团更愿意提前锁定绿证的价格，可再生能源企业也更愿意提前出售绿证以获取收入，绿证的现货和期货市场都有需求，这是未来绿证机制设计和市场规划需要综合考虑的内容。
（五）解除各级政府的责任和权力，寻租机会随之消失。
发电侧配额制下，直接责任到发电主体，省级政府不再是责任落实主体，也就没有指标分解给下一级政府，各级政府所有的分配、考核权力全部解除，解放了各级发改委、能源局和新能源处的生产力，让他们从繁杂的分配考核事务上解放出来，不犯错误。但是这并不意味着地方政府无所作为，地方政府一方面需要协助发电侧与电网的调度安排，增加省际交易，打破省际壁垒；另一方面可以通过激励的手段，鼓励可再生能源电力在本地区的投资。
（六）电网定期汇总报告，配合发电企业完成比例。
汇总各电源并网发电量，发布各电力集团在全国范围内可再生电力消纳比例，电网不但可以定期报告，而且可以实时监控。电网可以根据全国范围内的电力需求、设备容量及规划，将数据提前预告给电力企业。一方面，有利于电力集团根据自身可再生电力的比例，提前在市场上做出绿证交易的锁定；另一方面，有利于电力集团在全国范围内优化配置可再生能源的投资，并平衡火电及可再生电力的比例。在发电侧配额制中，电网企业更像一个配合方，比较容易承担协助的责任。毫无疑问，电网应尽最大可能配合并优先可再生能源并网消纳，优化电力系统的调度运行，电源投资、就地消纳、电网规划需协调配合，避免发生三北地区大面积的弃风弃光。同时，电网企业应鼓励并配合发电企业发展分布式可再生能源，支持就近消纳，降低电网输配电的综合成本和风险。
《意见稿》赋予了电网企业不少职能，若能在各个环节有效推行，应有利于可再生电力的跨区域消纳，但是电网企业各项责任的重叠，各种原因交叉完全有可能使得电网企业无法完成可再生电力消纳额度和比例，即便如此，《意见稿》也难有惩罚或纠错机制进行调整。
随着可再生能源电力比例逐年提高，绿证的需求量将增大，甚至会出现供不应求，价格上涨的可能。我们在上一篇《一手好牌打得稀烂，光伏业如何更好》一文中就已提出，绿证与强制配额可以从2019年开始用于解决存量电站的补贴问题，释放政府补贴的压力，进一步推动可再生能源的平价上网。值得关注的是，水电在我国能源结构中扮演重要的角色，目前西南水电持续存在消纳难，若能赋予水电企业绿电证书，通过绿证交易，可进一步促进水电并网消纳需求，对解决弃水问题将有帮助。
政策各有利弊，执行需权衡
公共政策落地前，需要研究哪些主体将受损、受损多少、能否承受；哪些主体将收益，收益多少，是否太多；需要研究政策实施的复杂性和实施的成本，是否能将政策推行下去而不至于中断；也需要预判政策实施后的效果及各种衍生效应，是否达到预定的目标，负面效应是否会放大并扩散。
公共政策的理论和实践表明，政策设计需目标明确、简单易懂、操作简便、主体责任权力明确，执行效果才更佳；反之，实施成本高，效果低，目标实现可能完全拐弯。为此，我们认为，《意见稿》不是好的政策选项。
那么，直接落实到电力集团无差别化的配额制政策是否是最优化的政策选项？我们认为，这一选项目标明确、实施成本低、操作简便、成本转移路径清晰，在现有目标导向和约束条件下，是最优选择之一。
（一）这一选项是否会引起反对和抵制？
对可再生电力超过比例的电力集团，可通过出售绿电证书赚取额外利益；对达到比例的集团，成本可持平；对比例不足的集团，短期内会增加成本，这类企业对这一政策选项自然会持抵制态度，但改革就是要求这类企业提高可再生能源电力的比例，政策恰好落到实处，落到应该承担的企业身上，这样的政策选项总体上才最有效、执行最到位、效果才最佳。
（二）如何减轻抵制，转移部分电力集团的成本？
如果考虑到可再生能源电力配额制的实施导致部分电力集团成本升高，我们在上一篇文章《一手好牌打得稀烂，光伏业如何更好》中也提出解决方案。火电企业总体成本的上升等同于绿色电力证书交易的总体规模，而绿色电力证书交易的总体规模，可以设计等同于存量可再生能源电站需要的每年补贴总额，即1000-1200亿元人民币。火电企业总体成本上升幅度大约在年1000-1200亿元，这一额度可以通过减少煤炭行业“去产能”比例，适当释放煤炭行业的产能，以降低煤炭市场价格，大部分转嫁到众多的煤炭企业。政府通过政策设计和参数调控，依靠市场机制，电力用户、售电企业、电网等都没有承担绿色电力的成本，而是由煤炭行业承担了存量可再生能源电站的绝大部分补贴，比例不足的火电企业承担小部分成本，这不正是能源转型的目标吗？
近二年来，由于煤炭行业全国范围内“去产能”，引起国内煤炭供给曲线左移，同时严格限制煤炭进口，导致煤炭价格上扬，并持续保持高位，引起火电全行业亏损。“市场煤”碰到了“计划电”，即煤炭可以涨价，但电价涨不了。显然，煤炭“去产能”超过适当比例，有点过头，亟需适当放开，并开放更多的进口，让煤价回归正常。一方面，让火电行业整体复苏；另一方面，推进发电侧配额制，让煤炭企业承担相应的成本。
（三）政策实施成本如何？衍生效应如何？
对政府而言，各级政府及相关机构可以从纷繁复杂的事务中解放出来，既释放了难以承担的责任和工作压力，也解除了主观随意性大的权力，同时去掉了政策创造的寻租机会。
对电网而言，从“身兼多职”的责任方、协调方和组织方转变成了协助方，电网将更加客观公正地配合汇总数据，优先调度可再生电力，在全国范围内合理布局输配电线路和相应的投资。
对电力用户而言，用户侧的配额考核意味着将成本转移到用户侧，必然导致工商业用电成本直接上升，很多制造企业将面对更大的成本压力，不利于提升我国制造业的国际竞争力。发电侧的配额制可将大部分绿证成本向煤炭行业转移。随着可再生能源发电成本的降低，用户侧总体用电成本未来应可更低。
对电力集团而言，电力集团可以自主平衡全国的电厂，按照全局系统最优的原则，优先、尽可能多地上高效低成本的机组，淘汰落后的产能。长期来看，此举有助于电力企业在国家能源转型的背景下进行电厂的系统优化转型。另外，电力集团可以在全国范围内优化可再生能源电力的投资和并购，保证性价比高的可再生能源项目优先建成投产，有利于降低我国可再生能源的总体成本，大大加快能源结构的调整和能源转型。
可再生能源电力配额政策在可再生能源政策系列中较为重要，配额制以降低煤炭发电、提高可再生能源利用为目标，在我国能源转型中应可发挥重要作用，但配额制并不能解决所有问题，可再生能源历史补贴欠账、并网消纳以及未来发展动力等问题，还需其他政策相配套。关于如何解决历史欠补，如何通过强制配额和绿电证书解决存量电站的补贴问题，如何促进和解决可再生能源并网消纳问题，我们将在继续提出可行的解决方案。
【作者工作单位为国际能源研究所，本文为个人观点，文责自负】
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