最近以来，一度沉寂的“可再生能源配额制”话题重新成为一些中国专家和媒体的话题，有专家认为可再生能源配额制的实施，可望为可再生能源发展注入新的活力。说起来，为大力推动和鼓励可再生能源的发展，世界上已经大约100个国家出台了上网电价补贴（feed-in tariff，简称FiT），但只有大约25个国家实施了不同形式的可再生能源配额制。相对于美国的成功经验，印度实施“可再生能源购买义务”（Renewable Purchase Obligation，简称RPO）的经验教训更值得同属发展中新兴经济体的中国关注和借鉴。 

　　2003年《电力法》（Electricity Act）是印度可再生能源发电（包括太阳能、风电、生物质发电和装机小于25兆瓦的水电）配额制度的最基本法律依据。该法律第86条规定各邦的电力监管委员会有权“规定在某一供电区域内从可再生能源购电比例”（specify, for purchase of electricity from renewable energy sources, a percentage of the total consumption of electricity in the area of a distribution licensee）。2006年1月印度政府电力部颁布的《电价政策》（Tariff Policy）文件中对电力法中的原则规定进行了细化，要求各邦电监会依据电力法在2006年4月之前推出可再生能源（包括）配额，具体配额比例的设置要考虑可用资源以及对消费者最终电价的影响。 

　　在RPO机制下，配电公司、直购电用户、自发电用户应从本地可再生能源发电商那里直接购电，也可以在可再生能源交易市场上购买来自其他邦的“可再生能源证书”（Renewable Energy Certificates，简称REC），来满足RPO的法定义务。REC是印度政府设计的一项以市场机制鼓励可再生能源发电的一项措施，与上网补贴电价FiT机制并行。也就是说，可再生能源发电商可以在FiT机制或者REC机制中间任选其一，但不能两种兼得。如果选择REC机制，那么可再生能源发电可以获得与常规能源发电的上网相同的电价之外，还可获得“可再生能源证书”（每1兆瓦时为1单位），进入可再生能源市场交易。为了保证REC的收益和购电者的利益，国家中央电监会为REC的交易价设定了上限和下限。太阳能发电每单位REC的上下限价区间为9300-13400卢比（相当于每度电15-22美分），而非太阳能可再生能源的上下限为1500-3300卢比（相当于每度电2.5-5.5美分）。 

　　迄今为止，除了锡金邦以外，印度辖下的28个地方邦的电监会根据本地的具体情况，针对区域内的配电公司、直购电用户、自发电用户陆续出台了各自版本的RPO，对当年或未来几年的配额作出规定，但没有长期的规划。此外，为配合2010年1月推出的全国太阳能计划，印度政府2011年又对《电价政策》做了更新修正，要求各邦电监会对已有的RPO进行细化，专门出台针对太阳能的RPO，初始最低要求达到0.25%，此后逐年提升（到2022年升至3%）。以2013年为例，可再生能源购买义务的配额比例最高的是北部水力资源丰富的喜马偕尔邦，为10.25%（其中10%的非太阳能配额，0.25%太阳能配额），配额比例最低的是资源贫乏的东北部山地梅加拉亚邦，仅为1.1%（0.6%的非太阳能，0.5%的太阳能）。可以说，印度可再生能源配额各自为政，如果从全国范围来看，将各邦所制定的可再生能源配额比例累计叠加，与印度联邦政府发展可再生能源的政策承诺有一定距离。印度政府2008年发布的国家气候变化行动计划（National Action Plan on Climate Change）中提出2010财政年度来自可再生能源的购电比例达到5%，此后十年内以每年增加一个百分点的幅度逐年上升，到2020年达到15%。按照国家气候变化行动计划要求，2013年可再生能源达到8%的比例，但是各邦电监会制定的可再生能源配额比例总计仅为5.9%。 

　　2013年印度全国各邦总计的非太阳能配额为5.45%、太阳能配额为0.45%，而实际完成的水平分别为3.74%、0.08%。如果将所有实施了RPO的地方邦情况分别来看，约有 20个邦未能达标，其中有5个邦RPO达标率接近为零，特别是首都德里都几乎交了白卷。这么多的地方邦配电公司RPO未能达标，原因大同小异：1）本地可再生能源资源不足，发电装机也不够，想买也没有；2）本地可再生能源发电成本偏高，尤其是太阳能发电成本依然过高，企业和消费者负担过重；3）REC市场由于有最低限价，特别是太阳能发电REC每度电高达15美分，大大高于政府的FiT补贴电价；4）由于REC只是一纸证书，就算买了而且满足了RPO配额要求也不能解决本地缺电问题。简而言之，在印度各邦配电公司面临严重的财务亏损情况下，根本没有去努力满足RPO的动力，事实上也没有购买REC的能力。目前，由于光伏成本的下降，而REC交易市场的限价依旧，已经基本处于有价无市的状况，大量的可再生能源证书供应在市场上无人问津。 

　　印度可再生能源配额属于法定义务，但是到目前为止配电公司购买可再生能源不达标甚至交了白卷并没有收到实质的惩罚。其中的主要原因是2003年《电力法》虽然授权各邦电监会实施可再生能源配额制，但是却没有具体条款授权电监会在RPO未达标的情况下实施惩罚措施。但RPO毕竟是“法定“要求，所以各邦的配电公司也不甘当“老赖”，解套的方法也很简单：向本地电监会提出申请取消太阳能配额、降低RPO配额、减免RPO或者推迟RPO达标的时间。如果未得到电监会准许，还可以向当地各级法院上诉，目前一些邦的RPO问题已经进入法律程序。 

　　综上所述，虽然印度的可再生能源配额制的法律框架并辅以市场机制的思路有可取之处，但是RPO的具体实施基本上是不成功的，没有达到推动可再生能源发展的初衷。即便是那些实现了RPO配额的地方邦，其成就也并非是RPO机制使然，而更多的是因为本地可再生能源发电的装机水平。因此，印度政府考虑修改2003年《电力法》，引入一个全新的配额制度--“可再生能源生产义务”（renewable generation obligation），强制常规能源火电厂利用其场地安装可再生能源发电机组，发电量至少达到常规能源的10%。印度新的生产侧的可再生能源配额制何时推出、成败与否，我们会继续关注，但是这些年来印度实施的消费侧可再生能源配额制的经验教训可以小结如下，供国内专家和决策者参考： 

　　1）可再生能源配额制不宜各自为政，应有全国的整体目标，然后自上而下的分解，保证可再生能源发展目标的可行性，和相关国际承诺的权威性。 

　　2）应考虑可再生能源配额制出台的时机，最好在跨区大规模可再生能源发电外输的坚强智能电网形成之后，让可再生能源市场上的金融交易可以“交割”。 

　　3）可再生能源配额制度要有长期性、稳定性，而不是每年或每几年重新设置配额比例，使消费者、电力企业、可再生能源投资商对配额的比例及其趋势“十年早知道”，有心理和财务上的承受能力。 

　　4）厘清可再生能源配额制与其他激励机制之间的关系，形成合理的良性互动，并随着技术和市场条件的变化有所调整，慎设市场交易价的“上限”或“下限”。 

　　5）从消费者的角度看，凡属可再生能源便一视同仁，不宜在需求侧设置某一类可再生能源（如太阳能）专门配额。如果国家政策意在推动某一种可再生能源新技术的规模发展，可考虑在生产侧实施“可再生能源生产配额”。 

　　6）最后，可再生能源配额制的成功与否，不在于法律体系表面上是否完备，而在于政策措施是否到位和监管的力度。既要有“胡罗卜”激励满足配额的企业或用户，更要有“大棒”惩罚那些不达标的企业或用户，不能让奉公守法户吃亏，不让“老赖”钻法律空子。 

【无所不能特约作者，翟永平,中国人民大学重阳金融研究院客座研究员】