“负学习”（negative learning）本来是一个教育与认知领域的词汇，指的是知识与能力并没有随着学习进程而有效提升。在能源与气候变化领域，由于经济、能源、大气循环和生态圈存在着诸多的不确定性，“负学习”问题也被广泛讨论，指的是随着信息与讨论的增多，基本的专家信念偏离“真值”的程度没有减少，反而增加或者持续处于分歧之中。

从2017年开始，我国开始在政策层面酝酿可再生能源配额制，即规定可再生能源在电力结构份额中的比重。最终在2019年5月以“电力消纳保障机制”的形式正式出台。分析整个过程，我们也发现了这种“负学习”现象——目前的政策设计进一步割裂本地与外送统一市场，在省级大尺度以下地理范畴技术上无法实施。但是，在最初的讨论与某些征求意见版本中，却存在着与竞争性电力市场配套的“配额制”政策非常相似的设计。

本文即对政策设计、制定以及征求意见的过程进行初步的回顾与分析，希望引发更多的讨论。

2017-2019年“电力消纳保障机制”的政策设计与讨论

2017年初，发改委、财政部、国家能源局联合发文，决定自2017年7月1日起试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度，并计划自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。

2018年3月23日国家能源局曾经发布《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，此为第一轮征求意见；当年9月13日，国家能源局新一轮可再生能源配额制征求意见，此为第二轮征求意见。2019年5月10日，国家发展改革委与国家能源局联合发文（发改能源〔2019〕807号），正式开始实施《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，有效期5年。

最终的配额核算方式会加剧电力市场割裂，影响统一市场经济效率

2018年第一版本的可再生能源电力发展监测指标核算方法，试图将“省送省”、“省送区域”的电量，即使是交流线路，也要划出哪部分是风电，哪部分是煤电。这种方式，在省级层面需要追踪电源的具体类型，在核算上存在着诸多的简化（意味着误差，甚至是错误），在平衡区内更小尺度上（比如省内的2个售电公司）完全无法操作。对于消费者高度均一的电力消费，被划“成分”分成了“绿电”与其他电力。

这种方式，混淆了绿电市场（这个应该从属于电力统一市场，从而获得更好的市场效率）与绿证市场，跟理论与实践中通行的“可再生能源配额制”可以说一毛钱关系都没有。从实际考核来看，关键工作量在于确定那些大容量跨区线路的潮流跟踪。而这些线路，往往既不考虑送出地需求（四川曾经在丰水期还因此出现用电紧张局面），也不考虑受电区的需求变动（晚上负荷低谷期间还大量送，造成本地机组深度调峰），属于十足的特权僵直外送垃圾电。这是影响我国电力系统运行经济效率的重要因素。

而所谓长距离输电线路“优先输送可再生能源”的说法，技术上不完全可行，经济上不相干，后验证无法衡量，破坏目标中的电力统一市场——先本地平衡，再外送。这种情况下，缺乏绿证市场，而试图用这种配额制目标去影响系统运行，而不是通常意义上的系统新增电源类型选择，这的确很中国特色。如果系统运营者借此把“打捆”概念私货再一次塞进这个体系（东部需要的是高峰电力，不是基荷），那这个政策将完全落入旧的运行方式的“窠臼”，成为旧有运行无效率体系的工具性政策。

但是，恰恰是这种核算方式，成为了最终实施方案的选择。尽管，在此之前的市场设计，特别是2018年9月第二版征求意见稿，曾经出现几乎正确的设计方案。

2017年与第二版的政策设计却与此截然不同

事实上，早在2017年4月，国家能源局新能源司负责同志就在《中国能源报》发表文章，谈对绿证与配额制的思考。关于绿证还是绿电的问题，他明确阐述了为何不能通过新能源项目直购电（也就是目前绿电方式）来完成配额考核：

我国目前对新能源发电实行的是两部制标杆电价政策，具体操作上包括两部分电价，即燃煤标杆电价加补贴。新能源发电项目与电网实际结算的只是燃煤标杆电价部分，补贴部分由全网分摊征收附加资金解决。在这样的机制下，新能源发电企业与购电企业的结算收入只能体现所购电力的电力一般商品属性，不能体现电力的清洁低碳属性。

区分一度电是煤电还是新能源发电的主要标志就是是否由财政资金结算补贴。而绿色电力证书是对补贴资金部分的直接替代，且具有可以追溯的全部电力属性信息。因此对于自愿或者强制使用绿色电力的消费者，只有完成了绿色证书的购买，才能被确认为实现了绿色电力的消费。

而到了2018年的征求意见稿第一版，却成了在考核绿电与绿证之间反复跳来跳去的方案。政策设计中出现了何种新的考量我们不得而知，但是这无疑是朝向错误方向的变化。第二版意见中，强调了对“绿证”的考核，而不是绿电的追踪，意识到了存在的问题。最终2019年出台方案抛弃了对更小个体考核绿电（甩给了电网公司，因为根本无法操作），但是绿证大部分仍与绿电捆绑。这无疑是一种“负学习”。

目前的政策设计，与几年前“能源总量控制”的摊派做法已经无任何区别

几年前，我国曾经出现过“能源总量控制”的讨论。当时，设定何种控制目标的讨论是高度缺乏价值标准的，从来不回答“不控制是多少，控制程度对应于何种经济后果”，而是反复在猜测2020年能源消费会是多少。而摊派到各个省份，到底是如何个划分法，也不清楚其公平原则几何。现在，关于这种可再生份额目标如何确定，其说法仍旧是所谓“依据国家相关规划，结合跨省跨区送受电等实际情况统筹研究制定的”。

这种目标的定立逻辑非常匪夷所思。目标，顾名思义，是需要努力才能实现的。即使没有这种目标，那么各个省份都会实现可再生能源份额的某个水平。所以目标的合理性探讨，应该是探讨何种额外的增加是合理的，基于某种明确的价值观（比如增量成本在某个界限内，以及为更宏大的目标提供部门贡献基础）。如果是基于“每个省可以完成多少就设定多少”来实施（目前的解读似乎就是：外送电“含量”少了，就缩减目标），那这种目标的必要性在哪里？而这里的所谓“统筹研究制定”究竟是什么标准？

幸运的是，可再生能源配额还存在一个自愿市场，可以给不能完成配额的省份提供一个灵活的、低成本实现目标的额外渠道。因此，这种目标设定——层层摊派——目标考核还显得不像之前的“能源总量控制”那么糟糕。比如，最近，浙江购买了200万绿证。尽管，这仍然是一种公平视角的糊涂账。

总结

配额制体系建设的目标，应该是建立配额制交易市场，定位于交易层面、增加可再生能源收益的政策工具，与可再生能源价格政策的功能类似，而不是进一步给各个电源类型“划成分”（类似给本地电与外送电划成分），加深电力统一运行市场的既有扭曲，干预电力市场经济有效运行的目标。弃风限电问题的解决，需要经济效率的价值标准，而不能是“搞定就是本事”，用更无效的僵直外送去解决。

建设统一电力市场是电力体制改革的关键任务。在其他额外与辅助性政策设计之初，必须尊重电力统一市场是更高原则的基本思路。否则其他的市场或者政策因为电力市场的高度扭曲会无法发挥作用或者恶化经济效率。当务之急，是取消不负责系统平衡却专门制造不平衡的所谓国调，以及彻底废除“点对网”、“点对点”的电力僵直外送。

实现两个并列市场（电力市场与绿证市场）的协调，而不是互相扭曲，要求配额制考核的产品是绿证，而不是既无法确切追踪、又不能体现额外（于电力价格）价值的绿电。

有关部门应该立即停止有缺陷的基于目前方法论测算的所谓各省可再生能源消纳比重，而代之以有价格有市场的绿证数量来考核是否达标。