可再生能源配额制:欢呼过后还需看实效
发布者:wwh | 来源:银湖新能源 | 0评论 | 505查看 | 2018-09-30 14:36:00    

日前,国家发改委办公厅下发《关于征求<可再生能源电力配额及考核办法>意见的函》,对各省级行政区域内的电力消费规定最低可再生能源比重指标,预示着可再生能源配额制即将落地,我国将进入强制消纳可再生能源电力的新阶段。这一政策历经十多年终见曙光,欢呼之际,也应该看到其落地实施仍面临不确定性,一些现实困难还有待在实施过程中逐步解决,不断检验和调试这一政策,推动可再生能源在新形势下高质量发展,这条路才刚刚起步。


一、十年磨一剑,可再生能源电力配额制落地在即


作为推动可再生能源良性发展的重要政策措施,十多年来,可再生能源电力配额制屡被提及,但其落地实施却在反复博弈中被一再推迟,历尽波折。


2006年《可再生能源法》颁布后,《可再生能源配额管理办法》就已经作为重要的配套文件提上讨论日程。2007年出台的《可再生能源中长期规划》明确提出装机容量在一定规模以上的发电企业要承担可再生能源配额。2009年,在修订《可再生能源法》之后第二次提出引入配额制。不过,直到2011年年底,《可再生能源电力配额管理办法(讨论稿)》才完成,2012年5月该稿开始征求意见。由于指标分配和考核存在较大争议,致使被寄予厚望的管理办法搁置。


近年来,随着可再生能源发电装机容量的迅速增长,消纳和补贴拖欠等问题日益突出,配额制的实施又被提上议程。2018年3月23日,国家能源局发布了《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》,使得配额制的出台迎来了曙光。但是因为补贴强度问题存在较大争议,原定于6月底发布的第二次征求意见稿取消。期间,国家能源局重新确定了强制配额及配套绿证交易的模式。


2018年9月底,国家发改委公布了《可再生能源电力配额及考核办法(第二次征求意见稿)》,预示着可再生能源配额制即将落地,也标志着我国将进入强制消纳可再生能源电力的新阶段。


二、霜刃未曾试,配额制实施效果仍有待检验


出台可再生能源电力配额制的核心目的是解决消纳和补贴问题。但是,作为一项十余年来一直停留在讨论阶段的制度,其落地实施仍然面临诸多不确定性,实施效果有待检验。


1、依靠配额制彻底解决可再生能源消纳问题有难度


当前我国可再生能源产业已经具备了巨大的存量规模,但也存在突出的“三弃”问题(弃风、弃光、弃水),配额制虽能有效缓解,但是要靠其彻底解决消纳问题仍言之尚早。综合而言其原因有三:


一是,可再生能源供需的区域错配问题仅靠配额制无法解决。我国可再生能源供需存在严重的区域错配,从逻辑上讲配额制能够协调其区域配置,但是跨区域输配电还受到输配通道和电网调配等物理和技术层面因素的影响,这些因素的制约需要其他政策与措施协同发力方能破除。


二是,配额制实施过程中仍存在各方利益的博弈。十多年来配额制一直处于酝酿状态而难以落地,正是各方博弈的结果,这种博弈不会随着配额制的出台而终止。当前,电力总体过剩,可再生能源电力与火电的关系由增量替代进入存量替代阶段,各利益相关方进入深度博弈过程,仅靠行政手段推动配额制,难以完全保证可再生能源的消纳。


三是,需要警惕政策刺激下可能出现的投资无序扩张,以及由此带来的更大消纳压力。此次征求意见稿增加了“参与电力直接交易的电力用户”和“拥有自备电厂的企业”两类义务主体,对非水可再生能源需求可能会大幅增加。在配额制的约束下,具备大规模屋顶或风电发电条件的企业为了降低完成配额的成本而大量建设自发自用的可再生能源发电项目,可能引发可再生能源投资无序快速增长,重演前期光伏、陆上风电扩张失控导致消纳难、补贴缺的困境。因此,为避免配额制实施未解旧忧却添新愁,需要通盘谋划、及早应对。


2、“配额制+绿证交易”缓解补贴压力和企业现金流压力的作用尚待考察


补贴拖欠已成为制约可再生能源行业发展的痛点,至今缺口高达1200亿元。2017年推出的自愿绿证交易试图缓解,但由于缺少配额制的约束,效果远未达到预期。此次征求意见稿,提出采用可再生能源强制配额及配套绿证交易的模式,虽然吸取了之前的教训,但能否能有效缓解补贴压力和发电企业的现金流压力仍有待观察。


一是,“配额制+绿证交易”模式尚需在实践中进一步磨合。根据征求意见稿,试图通过配额制来推动绿证销售,获取资金部分替代补贴。但现实是,作为配额制的重要配套措施,眼下自愿认购下的绿证交易运行一年下来交易非常低迷。根据中国绿色电力证书认购交易平台网站实时数据显示,截至9月29日,风电、光伏累计绿证核发量分别为21085506个和2088447个,而累计出售绿证仅29782个,其中风电绿证29631个,光伏绿证151个,也就是说,绿证出售率仅为0.13%!当初,推出绿证交易是为实施配额制铺路,目前来看显然没有达到预期效果。那么,配额制出台后,绿证交易体系必然进行相应调整,统一绿证自愿交易体系和配额制下的约束性交易体系还是两条腿走路,如何协调绿证市场交易活跃程度、交易量、交易价格?绿证交易与全国碳交易体系如何衔接?这些问题,都需要进一步深入讨论并在实践中逐步解决。


二是,绿证价格取决于市场供求关系,替代补贴和缓解企业现金流的作用可能有限。配额制下的绿证价格和时效性,与自愿认购模式截然不同。根据此次征求意见稿,绿证交易价格是由市场交易形成,并无其他约束条件。从理论上分析,其价格上限是配额补偿金,否则企业就会放弃购买绿证而选择缴纳补偿金;其价格下限是0,因为上网可再生能源电力已经获得相应电价,其所发电量获得绿证的成本是0。基于此,绿证价格完全取决于市场供需关系,当市场严重供过于求时,绿证价格就很低。当前,由于消纳难而显得可再生能源电力供给过剩企业议价能力有限,绿证的价格难以保证。此外,配额制下的绿证时效性为产生之日起到当年年底(配额考核结束日)之间,超过考核结束日即失效,如此一来,会造成绿证价格在不同时间段的巨大波动,对可再生能源企业通过绿证获得稳定现金收益的预期也带来较大不确定性。


3、技术中立存在导致可再生能源发展结构失衡的隐忧


本次征求意见稿将配额考核分为了总量配额及非水电配额两种,将风电、光伏发电、太阳能热发电、生物质发电、地热发电、海洋能发电等无差别对待地纳入非水电配额,但是,由于各种发电方式的成本存在较大差异,采取技术中立的处理方式可能使得成本低的风电获益最大,而相对高成本的光伏、光热、生物质、地热、海上风电等难以获得平等的发展机会。


该现象从自愿认购下的绿证交易也可窥见一斑。据统计,风电绿证的成交量是光伏绿证的196倍,已售出风电绿证平均交易价格为184.2元/个(折合0.1842元/千瓦时),而光伏绿证则为668.3元/个(折合0.6683元/千瓦时),差异如此之大,就在于光伏项目所需补贴高于风电,而导致其绿证价格高,绿证购买者更愿意选择价格低的风电项目。


基于此,在配额制实施过程中的技术中立有可能使得资本从光伏行业向风电行业倾斜,从而导致可再生能源发展结构失衡。


三、未雨要绸缪,加快完善配套体系保障实施效果


配额制对于近年来备受消纳和补贴困扰的可再生能源行业无疑是一个重大利好。但是,可再生能源的消纳和补贴都是涉及众多因素的系统工程,配额制作为一项制度只是该体系中重要的组成部分。面对众多不确定性因素,需要未雨绸缪,尽量实现其作用和效果的最大化。


一是,加快完善配套政策体系。可再生能源电力配额制政策包括落地、监管、后续评价等一系列实施细则和配套政策,应该进一步做好顶层设计,提前谋划布局,加快开展相关工作,以保障配额制真正落地执行。


二是,做好配额制与绿证交易制度的协同。配额制下的绿证交易与去年开始实施自愿认购下的绿证交易在交易方式和价格形成机制等方面存在很大差异。因此,需要充分预判实施过程中可能的问题和障碍,及早做好预案。同时,针对实际运行中出现的新问题动态调整相关细则,做好两者之间的协同、衔接和磨合,以更好地实现促进消纳、缓解补贴和企业资金流压力的初衷。


三是,配合市场制度突破区域壁垒。配额制对可再生能源消纳的区域壁垒具有一定的突破作用。但是,长远而言,区域壁垒还是需要通过市场机制打破。因此,需要加快建立跨区域可再生能源电力现货交易市场,使得配额制在市场制度的配合下更好地为能源绿色低碳化转型服务。


四是,做好相关主体利益的统筹协调。开发可再生能源是人类面对共同挑战的选择,也是国家可持续发展和能源安全的需要,更影响到区域经济发展和电力企业的生存,需要从国家层面做好规划和平衡,针对国家能源结构、区域利益和技术差异等问题,统筹中央和地方、资源丰富区和负荷集中区、义务主体和非义务主体、可再生能源电力和火电、高成本电源和低成本电源等多重关系和多重利益,做好统筹协调,避免配额制在解决现有问题的同时导致新的问题。

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