印度可再生能源配額為我們提供了許多有益的借鑒和啟示

可再生能源配額制，是指政府用法律形式對可再生能源發電的市場份額做出的強制性規定。目前，英國、澳大利亞、德國、日本等18個國家和美國部分州已經實施了可再生能源配額制。相對於美國等國的成功經驗，印度實施“可再生能源購買義務”(RenewablePurchase Obligation，簡稱RPO)的經驗教訓更值得同屬新興經濟體的中國關注和借鑒。

2003年《電力法》是印度可再生能源發電(包括太陽能、風電、生物質發電和裝機小於25兆瓦的水電)配額制度的最基本法律依據。該法律第86條規定，各邦的電力監管委員會有權“規定在某一供電區域內從可再生能源購電比例”。

2006年1月，印度政府電力部頒布的《電價政策》文件中對電力法中的規定進行了細化，要求各邦電監會依據電力法在2006年4月之前推出可再生能源配額，具體配額比例的設置要考慮可用資源，以及對消費者最終電價的影響。

在RPO機制下，配電公司、直購電用戶、自發電用戶應從本地可再生能源發電商處直接購電，也可以在可再生能源交易市場上購買來自其他邦的“可再生能源證書”(RenewableEnergyCertificates，簡稱REC)，來滿足RPO的法定義務。REC是印度政府設計的一項以市場機制鼓勵可再生能源發電的一項措施，與上網補貼電價FiT機制並行。為了保證REC的收益和購電者利益，國家電監會為REC的交易價設定了上限和下限。太陽能發電每單位REC的上下限價區間為9300盧比~13400盧比(相當於每千瓦時電15美分~22美分)，而非太陽能可再生能源的上下限為1500盧比~3300盧比(相當於每度電2.5美分~5.5美分)。

迄今為止，除了錫金邦以外，印度轄下的28個地方邦的電監會根據本地具體情況，針對區域內的配電公司、直購電用戶、自發電用戶陸續出台了各自版本的RPO，對當年或未來幾年的配額作出規定，但沒有長期規劃。此外，為配合2010年1月推出的全國太陽能計劃，印度政府2011年又對《電價政策》做了修正，要求各邦電監會對已有的RPO進行細化，專門出台針對太陽能的RPO，初始最低要求達到0.25%，此後逐年提升(到2022年升至3%)。

印度實施以“可再生能源購買義務”和“可再生能源證書”為核心的可再生能源配額制對同為發展中國家的我國具有較強的借鑒和啟示意義。未來我國在制定實施可再生能源配額制過程中，制定配額時應充分考慮各地情況和發展水平，落實有關主體責任劃分，對實施結果不僅要有“獎勵”，也要有“懲罰”。

為鼓勵可再生能源發展，世界上已經有多個國家實施了可再生能源配額制，既有成功的例子，也有失敗的教訓。印度實施以“可再生能源購買義務”和“可再生能源證書”為核心的可再生能源配額制對同為發展中國家的我國具有較強的借鑒和啟示意義。印度可再生能源配額制的實施結果與預期目標存在較大差距，一方面是因為配額制定中沒有充分考慮各地可再生能源發展水平，另一方面是因為缺乏有效的獎懲措施。因此，未來我國在制定實施可再生能源配額制過程中，制定配額時應充分考慮各地情況和發展水平，落實有關主體責任劃分，對實施結果不僅要有“獎勵”，也要有“懲罰”。

可再生能源配額制，是指政府用法律的形式對可再生能源發電的市場份額做出的強制性規定。目前，英國、澳大利亞、德國、日本等18個國家和美國部分州已實施了可再生能源配額制。相對於美國等國的成功經驗，印度實施“可再生能源購買義務”(RenewablePurchaseObligation，簡稱RPO)的經驗教訓更值得同屬新興經濟體的中國關注和借鑒。2003年《電力法》是印度可再生能源發電(包括太陽能、風電、生物質發電和裝機小於25兆瓦的水電)配額制度的最基本法律依據。該法律第86條規定各邦的電力監管委員會有權“規定在某一供電區域內從可再生能源中的購電比例”。2006年1月印度政府電力部頒布的《電價政策》文件對電力法中的原則規定進行了細化，要求各邦電監會依據電力法在2006年4月之前推出可再生能源配額，具體配額比例的設置要考慮可用資源以及對消費者最終電價的影響。

在RPO機制下，配電公司、直購電用戶、自發電用戶應從本地可再生能源發電商那裏直接購電，也可以在可再生能源交易市場上購買來自其他邦的“可再生能源證書”(RenewableEnergyCertificates，簡稱REC)，來滿足RPO的法定義務。REC是印度政府設計的一項以市場機制鼓勵可再生能源發電的一項措施，與上網補貼電價FiT機制並行。也就是說，可再生能源發電商可以在FiT機制或者REC機制中間任選其一，但不能兩種兼得。如果選擇REC機制，那么可再生能源發電除了可以獲得與常規能源發電的上網相同的電價之外，還可獲得“可再生能源證書”(每1兆瓦時為1單位)，進入可再生能源市場交易。為了保證REC的收益和購電者的利益，國家中央電監會為REC的交易價設定了上限和下限。太陽能發電每單位REC的上下限價區間為9300—13400盧比(相當於每度電15—22美分)，而非太陽能可再生能源的上下限為1500—3300盧比(相當於每度電2.5—5.5美分)。

迄今為止，除了錫金邦以外，印度轄下的28個地方邦的電監會根據本地的具體情況，針對區域內的配電公司、直購電用戶、自發電用戶陸續出台了各自版本的RPO，對當年或未來幾年的配額作出規定，但沒有長期的規劃。此外，為配合2010年1月推出的全國太陽能計劃，印度政府2011年又對《電價政策》做了更新修正，要求各邦電監會對已有的RPO進行細化，專門出台針對太陽能的RPO，初始最低要求達到0.25%，此後逐年提升(到2022年升至3%)。

印度可再生能源配額制的實施結果與預期目標存在較大差距。2013年可再生能源購買義務的配額比例最高的是北部水力資源豐富的喜馬偕爾邦，為10.25%(其中10%的非太陽能配額，0.25%的太陽能配額)，配額比例最低的是資源貧乏的東北部山地梅加拉亞邦，僅為1.1%(0.6%的非太陽能，0.5%的太陽能)。可以說，印度可再生能源配額各自為政，如果從全國范圍來看，將各邦所制定的可再生能源配額比例累計疊加，與印度聯邦政府發展可再生能源的政策承諾有一定的距離。2013年印度全國各邦總計的非太陽能配額為5.45%、太陽能配額為0.45%，而實際完成的水平分別為3.74%、0.08%。如果將所有實施了RPO的地方邦情況分別來看，約有20個邦未能達標，其中有5個邦RPO達標率接近為零，特別是首都德裏幾乎交了白卷。目前，由於光伏成本的下降，而REC交易市場的限價依舊，已經基本處於有價無市的狀況，大量的可再生能源證書供應在市場上無人問津。

印度政府2008年發布的國家氣候變化行動計劃(NationalActionPlanonClimateChange)中提出2010財政年度來自可再生能源的購電比例達到5%，此後十年內以每年增加一個百分點的幅度逐年上升，到2020年達到15%。按照國家氣候變化行動計劃要求，2013年可再生能源達到8%的比例，但是各邦電監會制定的可再生能源配額比例總計僅為5.9%。在印度各邦配電公司面臨嚴重財務虧損的情況下，根本沒有去努力滿足RPO的動力，事實上也沒有購買REC的能力。印度這么多的地方邦配電公司RPO未能達標，原因在於：首先，本地可再生能源資源不足，發電裝機也不夠，想買也沒有。其次，本地可再生能源發電成本偏高，尤其是太陽能發電成本依然過高，企業和消費者負擔過重。再次，REC市場由於有最低限價，特別是太陽能發電REC每度電高達15美分，大大高於政府的FiT補貼電價。最後，由於REC只是一紙證書，就算買了而且滿足了RPO配額要求也不能解決本地缺電的問題。

印度可再生能源配額屬於法定義務，但是到目前為止配電公司購買可再生能源不達標甚至交了白卷並沒有收到實質的懲罰。其中的主要原因是2003年《電力法》雖然授權各邦電監會實施可再生能源配額制，但是卻沒有具體條款授權電監會在RPO未達標的情況下實施懲罰措施。但RPO畢竟是“法定”要求，所以各邦的配電公司也不甘當“老賴”，解套的方法也很簡單：向本地電監會提出申請取消太陽能配額、降低RPO配額、減免RPO或者推遲RPO達標的時間。如果未得到電監會准許，還可以向當地各級法院上訴，目前一些邦的RPO問題已經進入法律程序。

可見，雖然印度的可再生能源配額制的法律框架並輔以市場機制的思路有可取之處，但是RPO的具體實施基本上是不成功的，沒有達到推動可再生能源發展的初衷。即便是那些實現了RPO配額的地方邦，其成就也並非是RPO機制使然，而更多的是因為本地可再生能源發電的裝機水平。因此，印度政府考慮修改2003年《電力法》，引入一個全新的配額制度—“可再生能源生產義務”(renewablegenerationobligation)，強制常規能源火電廠利用其場地安裝可再生能源發電機組，發電量至少達到常規能源的10%。

可再生能源配額制在我國也不是一個新生事物，有關部門多年前已經啟動相關研究。國家發改委、國家能源局不久前聯合發布電改“9號文”首個配套文件《關於改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見》，明確鼓勵提高新能源發電的消納比例，隨後內蒙古、湖北陸續出台地方版可再生能源電力配額規定，業界期盼多時的國家層面“可再生能源配額制”可謂是呼之欲出。而同為發展中國家的印度實施可再生能源配額制，則為我們提供了許多有益的借鑒和啟示。

首先，配額的制定應考慮各地情況和發展水平。印度許多地方沒有完成配額，原因在於本地可再生能源資源不足，發電裝機容量不夠。有鑒於此，我國配額指標的制定要根據各省(自治區、直轄市)電力需求，綜合考慮各地區可再生能源資源、電力消費、電力輸送、經濟發展水平和調整能源結構的緊迫性等因素，提出各省(自治區、直轄市)及相應電網企業服務區域的可再生能源電力配額指標。配額指標的制定應與可再生能源規劃、可再生能源中長期發展目標和國家非化石能源發展目標直接相關。對於可再生能源資源豐富的區域，該類地區可再生能源電力發展超出本地實際消納能力，因此，應率先承擔高的配額指標，避免出現“自己請客別人買單”的情況。

其次，可參考印度證書交易制度輔助配額指標的落實。印度的“可再生能源證書”(REC)制度對我國還是具有較強借鑒意義的，對可再生能源電力的經營者(含個人)按照非水電可再生能源發電量頒發可再生能源電力證書，作為對發電量的確認，證書所有人按市場機制進行交易。通過證書交易機制的建立，一是提供了一種市場化履約的手段;二是通過交易機制的建立，多元化籌措可再生能源發展資金，減緩國家可再生電力補貼資金需求壓力;三是通過證書流轉中的交易制度設計，確保可再生能源電力補貼資金的足額及時到位。我國也應通過配額證書的交易機制，為將配額制證書交易納入碳市場交易、節能交易和汙染物排放權交易提供制度接口。

再次，實施配額制應落實有關主體責任劃分。印度可再生能源配額制實施結果沒有達到預期目標，很大原因在於沒有落實相關主體責任，造成各行其是、無人擔責的局面。為此，我國應明確各省份人民政府和國家及省級電網企業承擔完成可再生能源電力配額的責任。地方政府承擔完成可再生能源電力配額的行政管理責任。國家電網企業對所屬省級電網企業完成可再生能源電力配額承擔領導責任。各省級電網企業按所在省份人民政府的要求，承擔完成服務區域內可再生能源電力配額的實施責任，履行接入和輸送可再生能源電力及促進消費的義務。人民政府負責制定實施方案，落實配套措施、發展市場的重任，指導電網企業發電企業、甚至是終端用戶統籌完成配額義務。

最後，對實施結果不僅要有“獎勵”，也要有“懲罰”。印度的例子表明，可再生能源配額制的成功與否，不在於法律體系表面上是否完備，而在於政策措施是否到位和監管的力度。既要有“胡蘿卜”激勵滿足配額的企業或用戶，更要有“大棒”懲罰那些不達標的企業或用戶，不能讓奉公守法戶吃虧，不讓“老賴”鑽法律空子。我國對於達到可再生能源電力配額先進指標的省(自治區、直轄市)和相應的電網企業，國家能源主管部門在可再生能源開發利用相關建設布局、示范項目、專項資金分配和電網建設資金投入等方面也需要給予必要的傾斜。同時，未達標地區應暫停或減少其新增石化發電項目等懲罰措施。

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