摘要

2016年，新一轮电力体制改革加速推进，能源发展进一步向着“绿色化、智能化、市场化”发展方向转型调整，其中绿色电力政策成为本年度重要的内容。今天，周章贵博士为您解读2016年度绿色电力的三大核心看点。

2016年2月29日，国家能源局发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》(国能新能〔2016〕54号);2016年3月24日，国家发改委编制印发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(发改能源〔2016〕625号);2016年5月27日，国家发改委、国家能源局下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》(发改能源〔2016〕1150号);期间，2016年4月22日，国家能源局又向各地电力主管部门、企业下发《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》(征求意见稿)，上述文件均直接指向“绿色电力”，笔者认为2016年已形成绿电政策的分水岭，核心内容有三：一是绿电配额制，即对发电企业提出可再生能源发电量占比要求;二是绿电消纳，对电网企业提出消纳可再生能源电量比例要求;三是绿色证书交易机制，开拓市场化机制解决绿电发展权责义务。

上述政策的出台是对2006年即已施行的《中华人民共和国可再生能源法》框架下相关制度的进一步明确和落实，也是对长期难以解决的可再全额收购政策的现实调整。本文希通过对相关政策的梳理解读，分析绿色电力政策背后的逻辑以及可能走向。

看点一 绿电从可再到非水可再

▶ 什么是绿电?

从政策文件首先需要正视的一个问题即何谓“绿色电力”?理论上绿色电力可以广泛理解为来自可再生能源的电力，在生产过程中不需要消耗煤、石油、天然气等燃料，因而不会产生或很少产生对环境有害的排放物。因此，包括水电、光伏、风电、生物质能、潮汐发电等可再生能源品种所发的电都可被认为是绿电。但根据国家政策文件，即《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》(国能新能〔2016〕54号);《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》(征求意见稿)，已经很明确，可以认证进入绿色电力证书市场的“绿色电力”并不包括水电，同时对燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度做了明确的要求。因此，国家政策文件所指的绿电是指非水可再生能源发电。

▶ 非水可再能源背后的逻辑?

非水可再相关政策的提出并非有意歧视或冒犯水电，非水可再配额考核政策的核心是让燃煤火电机组承担可再生能源发电量配额责任，具体指标是到2020年非水可再生能源发电量与其煤电发电量的比重不低于15%。换句话说，水电机组当然没有这个配额责任，此政策针对火电机组的强制政策。

首先，政策选择发电企业作为配额承担主体符合电力行业现状，发电企业作为责任和被考核主体具备基础和条件。当然随着新一轮电力体制改革的深入，未来配(售)电企业也可被纳入配额承担主体，只是目前尚属起步阶段。

其次，燃煤发电企业承担配额责任更是无可非议。我国目前的电力结构仍以火电为主，根据中电联数据，2015年火电占全国发电量的近74%，这其中的绝大部分又通过煤炭发电。2015年新增煤电装机超过5000万千瓦，且有超过3亿千瓦的煤电处于在建、核准或前期工作状态。目前我国全社会用电量增速明显下降，各类电源之间，尤其是煤电与可再生能源之间直接争夺当前的利益空间和未来的发展空间，需要强化煤电企业支持绿色电力的责任。

第三，燃煤发电企业可以通过“自建非水可再生能源项目”或“购买绿色证书”方式完成配额指标。煤电企业这一责任的实现与“可再生能源电价附加”政策并未产生冲突，“可再生能源电价附加”通过销售电量向全社会电力用户(包括居民)征收，煤电企业作为发电企业并不需要为其发电量缴纳可再生能源电价附加。

最后，从目前政策指出的配额指标看，根据国能新能〔2016〕54号文，全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重要达到15%，2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。根据《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》(征求意见稿)，火电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的15%以上。

看点二绿电从千瓦到千瓦时

从物理角度来说，千瓦(kW)表示的是瞬间的电力，而千瓦时(kWh)表示的是某一期间内的电力总和。简言之，kW可称为电力，kWh可称为电量。这两个词对于普通公众来说并未有多大的意思，而对于一个电力企业甚或整个电力行业来说具有巨大的意义差别，代表着行业的景气程度。要说绿色电力、可再生能源领域当前最大的问题是什么，那无疑是累计装机(千瓦数)越来越大，而年发电利用小时数明显偏低，弃水、弃风、弃光现象严重，看似红红火火的可再生能源发展势头下经济效益未能有效保障。2016绿色电力政策的一个明显指向就是要从千瓦到千瓦时的奋力转身，这也是我国可再生能源发展需解决的最大瓶颈。

根据国家能源局发布的《关于2015年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报》显示，到2015年底，全国可再生能源发电装机容量4.8亿千瓦，其中水电装机(不含抽水蓄能机组)3.0亿千瓦，发电量10985亿千瓦时，占全部发电量的19.6%;风电装机1.29亿千瓦，发电量1863亿千瓦时，占全部发电量的3.3%;光伏发电装机4318万千瓦，发电量392亿千瓦时，占全部发电量的0.7%，生物质发电装机1031万千瓦，发电量527亿千瓦时，占全部发电量的0.9%。

2015年弃风限电形势严峻，全国弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时。其中，甘肃弃风电量82亿千瓦时、弃风率39%，新疆弃风电量70亿千瓦时、弃风率32%，吉林弃风电量27亿千瓦时、弃风率32%，内蒙古弃风电量91亿千瓦时、弃风率18%。2015年光伏全国全年平均利用小时数为1133小时，西北部分地区出现了较为严重的弃光现象，甘肃全年平均利用小时数为1061小时，弃光率达31%;新疆自治区全年平均利用小时数为1042小时，弃光率达26%。

因此，《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(发改能源〔2016〕625号);《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》(发改能源〔2016〕1150号)即在这样的背景中出台，以保障可再、绿色电力发电小时数，确保非化石能源消费比重目标的实现，推动能源生产和消费革命。

看点三 绿电从全额收购到全额保障性收购

▶ 何谓全额保障性收购?

电网企业优先调度和“全额收购”可再生能源发电是《可再生能源法》明确规定的原则，然而自从2006年1月1日起施行以来，在实践过程中“全额收购”可再生能源电量始终没有有效落实。2016年3月28日，国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(发改能源〔2016〕625号)，标志着可再生能源全额保障性收购政策的落地。需要理解的是何谓全额保障性收购?本办法第二章第三条明确了这一定义：可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业(含电力调度机构)根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。也就是说“全额保障性收购”的重点是在“保障性”上，而非坊间长期误认为的“发多少电网收购多少”，而是国家能源主管部门根据地区资源禀赋和网架结构等因素先划定一个“年度最低收购小时”，对这个划定的年度最低小时发电量，电网保障全额收购，即“对最低保障收购小时发电量的全额收购”。不难看出，与《可再生能源法》原则比较而言，本次落地的政策在“全额收购”的定义和要求上实际已经做了相应变通和调整。

▶ 最低保障收购以外的可再发电量怎么办?

办法明确了可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同(实物合同或差价合同)保障全额按标杆上网电价收购;市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。生物质能、地热能、海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争，上网电量由电网企业全额收购。

在现有电力体制下，火电因为每年有政府下达的计划电量，形成了事实上的优先发电权，挤占可再生能源的发展空间，能否解决好弃风弃光问题，是新一轮电改的重要内容。为此《办法》还提出省级经济运行主管部门在制定发电量计划时，严格落实可再生能源优先发电制度，使可再生能源并网发电项目保障性收购电量部分，通过充分安排优先发电并严格执行予以保障，体现了效率与公平兼顾的市场机制原则。

▶ 参与市场交易的可再生电量是否享受可再补贴?

发改能源〔2016〕625号文进一步明确：“参与市场交易的可再生能源发电量按照项目所在地的补贴标准享受可再生能源电价补贴”。具体电量计算公式为：市场交易电量价格=市场竞争取得的电价+(当地可再生能源标杆上网电价-当地火电脱硫脱硝标杆电价)。

保障性收购电量加市场交易电量的办法主要适用于限电严重地区，中东部不存在限电问题的省份仍要执行全额保价收购，不能借机变相降低电价。《办法》第二章第七条明确：“不存在限制可再生能源发电情况的地区，电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购。”

同时《办法》第二章、第三章和第四章等多个部分对责任及其主体进行了规范，明确了政府各个部门、电网企业、常规发电企业以及可再生能源发电企业的权责划分，提出了一套非常清晰的监督管理和运行机制。第十五条中指出，“电网企业不得要求可再生能源项目通过向优先级较低的发电项目支付费用的方式实现优先发电”，也就是说，迫使可再生能源企业购买发电权的做法将被杜绝。

最后，《办法》还明确作为最高优先级的可再生能源发电机组如果被电网调度安排限发，则本质上一定是有较低优先级别的机组多发了电量，所以必须由多发的机组进行补偿，《办法》规定：“参照调度优先级由低到高顺序确定承担可再生能源发电项目限发电量补偿费用的机组范围(含自备电厂)”。从政策看，即使自备电厂也是补偿责任的承担主体，与常规机组一样承担相同的社会责任，并不享有任何优先权。