可再生能源配额制是可再生能源产业扶持政策几十年演进过程中逐渐形成的一种代表性政策，目前在全球范围内得到广泛应用。美国、澳大利亚、英国等国家多年前就已开始实行可再生能源配额制，并在长期实践中积累了丰富的经验。本文选取若干典型国家，对国外可再生能源配额制运行情况进行简单梳理与分析，供参考。

一、可再生能源配额制简介

政策

可再生能源配额制（Renewable Portfolio Standards，RPS）是指一个国家或地区强制性规定电力系统所供电力中须有一定比例（即配额标准）为可再生能源供应，亦即强制能源供给方（义务主体）在所供应的能源结构中必须提供一定比例的可再生能源，这个强制的比例也就是强制性的义务（obligation）或配额（quota）。

配额既可以是可再生能源增长的绝对量，也可以是一个增长比例，但不论是绝对量还是增长比例，通常都是一个明确的数字。可再生能源的范围非常广泛，对其认识并不一致，因而凡是实行可再生能源配额制的国家或地区均明确界定适用的可再生能源技术。同时，为了保证配额指标的如期完成，政府通常都会设立高效权威的监督机构，监督配额义务主体确实完成配额指标，若发现违反规定或者到期不能完成配额指标，则要进行处罚。

辅助工具

可再生能源证书（Renewable Energy Certificate，REC），又称绿色电力证书，是基于可再生能源配额制度的一项政策工具。为增加可再生能源配额制义务主体完成配额指标的弹性，多会配合可再生能源证书制度，提供更具弹性的市场机制。购买可再生能源证书是实现可再生能源配额制的手段和证明。

配额制的参与方包括立法及监管主体（政府）、配额义务主体和可再生能源发电企业。政府部门制定可再生能源消费占比的具体标准，并计算和分配责任主体对应的配额指标；监管部门对可再生能源发电企业进行资格认证，并依据其发电量核发相应数量的绿证；可再生能源发电企业可以将绿证出售给配额义务主体，实现收益；义务主体需认购足额的绿证并提交至监管部门，以完成配额指标，否则将面临更高的惩罚措施。

二、典型国家可再生能源配额制运行情况

美国

美国迄今为止在联邦政府层面还没有出台可再生能源配额政策，也没有制定与可再生能源配额制相关的法律，美国的可再生能源配额制是在各个州的实践中发展起来的。早在上世纪90年代，美国风能协会就已提出了正式的可再生能源配额制概念，随后各州相继制定和实施各自的配额制政策。截至目前，可再生能源配额制已在全美约30个州、哥伦比亚特区正式实施，与联邦层面的投资税减免（ITC）、生产税减免（PTC）等可再生能源政策相辅相成。

由于各州制度和政策设计差异较大，美国可再生能源配额制的实施也较为复杂，但美国的配额市场仍是全世界最发达的可再生能源配额市场之—。

表1：美国可再生能源配额制发展历程

美国各州制定的可再生能源配额目标不尽相同，主要包括指定配额完成期限及比例、指定装机容量等。其中绝大多数可再生能源配额目标都是要求负有购买义务的负荷服务商向消费者交付一定数量的可再生电力。负荷服务商可能需要每年向客户交付一定兆瓦时的可再生电力，或者一定比例的可再生电力。例如，俄勒冈州要求负有购买义务的负荷服务商在2025年之前，为每个客户提供25%的可再生电力。美国仅有德克萨斯和爱荷华两州的可再生能源配额目标是要求装机和运行一定兆瓦数的可再生能源发电设施。

尽管美国的配额目标由各州单独制定，但多数实施配额制的州均建立了可再生证书交易市场。在考核和监管方面，配额监管由当地能源监管部门执行，配额义务主体通常选取负荷服务商或零售电力供应商。按照发电容量设置可再生能源配额目标的德克萨斯和爱荷华两州（美国只有这两州没有采用面向零售客户的电力销售量作为配额目标），义务主体也是零售电力供应商和公用事业企业。

从政策设计上看，美国各州最初采用技术中性原则，带动成本相对低廉的风电快速发展。根据劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）的数据，截止到2009年由可再生能源配额制推动的可再生能源装机中超过94%为风电，光伏、地热和生物质等其他技术路线无人问津。为保证可再生能源技术多样化，美国各州通过技术分级或技术留存的方式，刺激除风能外的可再生能源发展，采取的政策包括对光伏、分布式等指定能源给予较高的REC乘数，为光伏等设置单独的可再生能源配额要求。

在此推动下，再加上可再生能源自身装机成本的快速下降，美国的光伏等非风可再生能源后来居上，累计装机占比已经超过30%。

从政策效果上看，根据劳伦斯伯克利国家实验室发布的报告《美国可再生能源配额制2016年度形势报告》显示，可再生能源配额制的容量占全美电力零售市场的55%。自2000年以来有超过一半的可再生能源发电量（60%）是源于各州可再生能源配额制政策的出台。预计美国可再生能源配额制总需求将从2015年的215TWh增长到2030年的431TWh；若保持此增长率，新增非水可再生能源发电量需要占电力零售市场的12.1%。至2030年，可再生能源配额制需求将增加60GW的可再生能源装机。

澳大利亚

澳大利亚是世界上最早在全国范围内实行可再生能源配额制的国家。2000年，澳大利亚政府通过《可再生能源法案》，发布强制性可再生能源目标（MRET）。2001年4月1日，澳大利亚可再生能源证书系统在全国范围内正式运行。2009年，澳大利亚再次通过立法，自2010年执行新的可再生能源目标（RET），即到2020年电力供应的20%来自可再生能源。2010年6月，对可再生能源目标进行了修正，将目标分为大规模可再生能源目标和小规模可再生能源计划两部分。自2011年1月1日起，此前在澳市场上交易的可再生能源证书被分为大规模发电证书（LGCs）和小规模技术证书（STCs）两种。义务主体有义务每年分别购买和提交一定数量的STCs和LGCs。

为了降低可再生能源证书价格波动，使得投资者投资收益更加稳定，澳大利亚政府于2011年底在澳大利亚证券交易所（ASX）上市了可再生能源证书期货（RECs Futures），为可再生能源发电企业提供风险管控，降低可再生能源发电项目的价值风险。

表2：澳大利亚可再生能源配额制发展历程

澳大利亚可再生能源管理办公室（ORER），负责对可再生能源发电商进行认证，监管可再生能源证书的执行情况。澳大利亚每年规定的可再生能源义务比例（RPP）由可再生能源管理办公室依据当年可再生能源发电目标、估算义务主体电力的获得量、前一年证书提交超额或不足量、每年免税证书预期量等发布。义务主体适用的年度可再生能源义务比例和向电网获得的总电量，决定其当年应购买和提交的证书量。

LGCs由可再生能源发电企业根据在基准线上生产的额外电力，通过网络在可再生能源证书注册器上生成，在经过管理办公室确认后可以买卖和提交。新装的小型可再生能源系统取得合格许可后，可申请创造STCs。因注册、销售过程繁琐，系统拥有人通常分配STCs给第三方代理人（例如零售商或安装单位）注册、交易。和LGCs一样，STCs也是通过网络在可再生能源证书注册器上直接生成，经管理办公室确认后方可用于买卖和提交。

可再生能源发电企业除去卖给电网的电力，还可以在开放的市场上将LGCs卖给可再生能源配额义务主体，价格由供需双方决定。STCs代理人为了获得其所有权，会支付给系统拥有人一定的财务利益，如其价值可在系统安装时预先作为补贴。此外，管理机构还专门为STCs成立了自愿的结算所。义务主体每年应分别购买并提交满足其义务的LGCs和STCs证书，否则需要支付差额费。

图1：澳大利亚可再生能源配额制执行流程

从政策设计上看，澳大利亚最初的可再生能源证书较为单一，带动风电、生物质发电等低成本可再生能源行业迅速发展。2010年后，澳大利亚政府明确了技术与资源均合格的可再生能源的种类，包括太阳能、风能、海洋能、水力、地热能、生物质（沼气等）能，采取多种政策以实现证书的多样化。如将可再生能源证书分为LGCs和SGCs两种类型，其中前者主要面向可再生能源发电站，后者主要面向太阳能热水器、空气源热趸热水器和小型发电机组。多样化的证书交易保证了澳大利亚可再生能源技术多元化发展，为光伏发电、太阳能热水器、热泵等安装提供了更大支持。

从政策效果上看，可再生能源配额制为澳大利亚可再生能源发展提供了资金支持保障，配额制政策取得了显著效果，激励了澳大利亚可再生能源的大力发展，可再生能源发电量占总发电量的比例逐年提高，平均每年以1%的速度增长。

英国

英国可再生能源义务政策（Renewable obligation，RO）是世界范围内可再生能源配额制的主要代表之一。2002年起，英国开始实施可再生能源义务政策。该政策主要针对大规模可再生能源发电项目，最早在英格兰、威尔士和苏格兰实施，2005年起在北爱尔兰实施。根据可再生能源义务政策，电力供应商是英国可再生能源义务的责任主体，大型可再生能源电量在供应商总电量中的具体比例到2003年要求达到3%，随后逐年递增，到2004年要求达到4.3%，到2010年要求达到10.4%，到2015年要求达到15.4%。政策实施初期，为了提效降本，政府建立了相应的可再生能源义务证书（Renewables Obligation Certificates，ROCs）交易市场。

表3：英国可再生能源义务制度发展历程

2011年，英国政府又推出电力市场改革方案，重点之一是可再生能源义务逐步向差价合同（Contracts for difference，CfDs）机制过渡。英国可再生能源差价合同从2015年开始实施，并从2017年4月开始全面取代可再生能源义务制度。此后新上可再生能源发电项目不再申请证书，不过此前已经获得可再生能源义务认证的项目仍然可获得最多20年的支持。

英国可再生能源义务政策由国务大臣和商务能源与产业战略部（BEIS）负责制定和推动，由燃气与电力市场监管办公室（OFGEM）负责执行，OFGEM中的E-Serve部门负责ROCs的颁发和整个ROC交易体系的运行和监管。符合规定的风电、水电、生物质等可再生能源发电商均可获得ROCs，供电商是配额义务的考核对象。

具体环节包括：具有相应资质的可再生能源发电企业每月向E-serve报备其预测发电量，E-serve向可再生能源发电企业颁发ROCs；可再生能源发电企业向供电商或中间商出售核发的ROCs，获得高于市场电价的补贴，ROCs可以跟随电量一起出售，也可以单独出售；供电商需从可再生能源发电企业或者市场中购买ROCs，并在规定期限内向OFGEM上缴规定数量的ROCs，否则将向OFGEM缴纳罚金，标准即政府设置的买断价格；OFGEM将收到的罚金组成特定基金，返还给完成配额的供电商，以鼓励其完成配额义务。

图2：英国可再生能源义务制度执行流程

从政策设计上看，最初英国政府秉承技术中性的原则，即不同可再生能源单位发电获得的证书数量一样，这使得成本低廉的可再生能源更具优势，不能有效地引导不同成本发电技术的发展。因此英国于2009年推出可再生能源分层制度，对当前处于成本劣势但技术前景广阔的可再生能源给予高比例ROCs政策支持，从而推动其占比提升。

从政策效果上看，自2002年实施可再生能源义务政策以来，英国的可再生能源电力装机提高了数倍。2002～2017年间，英国可再生能源发电量比例从2%提升到了25%。可再生能源义务作为英国可再生能源的主要政策之一，提高了市场分配效率，降低了可再生能源生产成本，使可再生能源更具竞争力和成本有效性，对可再生能源发展起到了一定的促进作用。

但是，可再生能源义务政策也产生了很多的问题，如由于缺乏市场竞争机制，可再生能源发电项目成本居高不下。再如在可再生能源义务特殊的罚金机制下（即所有收到的罚金组成特定基金，按各供电商上交ROCs比例在各供电商中进行重新分配，使得完成配额义务的售电商可以获得未完成配额义务的售电商上缴罚款的资金返还），企业会衡量履行义务和被罚款的机会成本，而选择是否购买ROCs，进而导致证书价格的波动和炒作。

这些无疑会给可再生能源发电企业融资带来较高成本，影响英国可再生能源发电投资和产业发展。又如配额义务人可以通过向消费者转嫁成本的方式弥补购买ROCs的损失，导致下游用电方面临较大成本压力等。为此，英国政府决定，从2017年4月起，可再生能源义务政策不再适用于新的可再生能源发电项目。

三、对比与思考

与补贴政策配合实施

从上述几国的实践来看，相比于单独执行配额制的政策，配额制与补贴政策配合实施的情况下，可再生能源发电企业通过补贴政策获得基本投资收益的同时，可以出售可再生能源证书获得额外收益，从而更好地实现利益保障。例如，除配额制外，澳大利亚各级政府出台了多种促进可再生能源发展的措施，其中包括扶持小型发电产业的固定电价政策等。同样，美国可再生能源发展也不只依靠配额制，除此之外还有生产退税和投资退税。在美国可再生能源多元化的补贴政策中，联邦政府的投资税减免以及生产税减免等为主导政策，州政府的配额制则为辅助政策。

这样做，一方面，稳定性强、确定性高的联邦政府政策为企业的基本收益提供了保障，增强新能源企业投资的信心；另一方面，较为合理的绿证价格不会给配额义务主体造成太大的成本压力，甚至还能激发部分企业单位认购热情，主动承担社会责任。

完善分级或分类机制

从各国的实践来看，在配额制实施初期，很多国家设置的可再生能源证书都比较单一，不同可再生能源单位发电获得同样的证书，于是低成本可再生能源更具优势，会得到更快的增长，长期来看，市场会向低成本发电方式倾斜，无益于各种可再生能源技术多元化发展。因此各国在配额制执行过程中，相继完善证书分级或分类方法。例如，美国的做法是为指定的可再生能源给予较高的乘数，一些州还为光伏等设置单独的可再生能源配额要求。英国也推出可再生能源分层制度，对无成本优势的可再生能源给予高比例更高比例的证书。澳大利亚则直接将可再生能源证书分为大规模证书和小规模证书，为光伏发电、太阳能热水器、热泵等安装提供了更大支持。

综上，合理的分层或分类机制是保证可再生能源发展多样化的关键。配额制的实施应充分考虑可再生能源技术类型，完善证书分级或分类方法。