第1章 促进清洁能源发展的电力体制改革政策分析
1.1 我国可再生能源发展政策演变
自2005年可再生能源立法以来，我国制定了一系列有关可再生能源的政策规范，逐渐充实完善可再生能源政策体系，目前来看，相关政策制定主要经历了三个阶段。
1.1.1 立法扶持阶段（2005—2014年）
2005年，我国通过了《可再生能源法》，这是有关我国可再生能源的一部专门法律、基本法律，标志着我国以法律的形式确认了可再生能源的相关发展模式，该法规定电网公司有义务全额收购风电、光伏发电等可再生能源发电。
为实施《可再生能源法》，2006—2014年，我国制定了一系列有关可再生能源的政策规范。2006年颁布了《可再生能源发电价格和费用分摊办法》，以法律的形式明确了各类可再生能源的上网电价（高于传统火电电价），同时规定了这部分额外费用需要在全国根据各省发电量按比例分摊。
“十一五”后期，国家出台了一系列完善风电、光伏上网电价的措施，2009年发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国风电资源按风力强度等分为四级，确定不同的标杆电价，明确投资收益，鼓励投资者优先投资优质资源地区，显著推动了新能源发展进程。“十二五”期间，针对光伏发电，先后颁布了《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》和《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，不断调整光伏标杆电价，并确定了分布式光伏发电的补贴政策。
1.1.2 助力消纳阶段（2015—2016年）
2015年3月，随着“电改9号文”的颁布，我国新一轮的电改开始，一系列关于电改的配套文件相继出台，其中《关于推进电力市场建设的实施意见》《关于有序放开发用电计划的实施意见》与我国目前所面临的新能源消纳困难关系密切。
2015年10月，国家发展改革委发布《关于可再生能源就近消纳试点的意见（暂行）》（以下简称《意见》），提出在甘肃省和内蒙古自治区开展可再生能源就近消纳试点。《意见》提出的总体目标是，在可再生能源富集地区加强电力外送、扩大消纳范围的同时开展就近消纳试点，以可再生能源为主、传统能源调峰配合形成局域电网，降低用电成本，形成竞争优势，促使可再生能源和当地经济社会发展形成良性循环。《意见》指出，“只要政策不违反法律法规，不影响电力安全稳定运行，又有利于实现就近消纳，就可以试行”。
2016年出台的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，明确电网企业根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。同年出台了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，要求各省（区、市）政府主管部门组织编制本地区年度电力平衡方案时，应采取措施落实可再生能源发电全额保障性收购制度。
1.1.3 引导消费阶段（2016年至今）
“十三五”规划的目标旨在提高可再生能源在能源消费中的比重，争取可再生能源商品化比重在一次能源消费中达到11%。2016年2月，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》，指出根据各地区可再生能源资源状况和能源消费水平，依据全国可再生能源开发利用中长期总量目标，制定了各省（区、市）能源消费总量中的可再生能源比重目标和全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标，并予公布。鼓励各省（区、市）能源主管部门制定本地区更高的可再生能源利用目标。
2016年12月，国家发展改革委发布了《可再生能源发展“十三五”规划》。为实现2020年非化石能源占一次性能源消费比重15%的目标，加快建立清洁低碳、安全高效的现代能源体系，促进可再生能源产业持续健康发展，按照《可再生能源法》的要求制定规划，加快生物质能发展，稳步发展生物质能发电。在做好选址和落实环保措施的前提下，结合新型城镇化建设进程，重点在具备资源条件的地级市及部分县城，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，到2020年，城镇生活垃圾焚烧发电装机争取达到750万千瓦。根据生物质资源条件，有序地发展农林生物质直燃发电和沼气发电，到2020年，农林生物质直燃发电装机争取达到700万千瓦，沼气发电争取达到50万千瓦。到2020年，生物质发电总装机争取达到1500万千瓦，年发电量超过900亿千瓦时。
2017年8月，国家能源局发布了《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，指出要大力推进农林生物质热电联产，从严控制只发电不供热的项目。将农林生物质热电联产作为县域重要的清洁供热的方式，为县城及农村提供清洁供暖，为工业园区和企业提供清洁工业蒸汽，直接替代县域内燃煤锅炉及散煤利用。因地制宜推进城镇生活垃圾焚烧热电联产项目建设，以解决可再生能源发展中出现的弃水弃风弃光和补贴资金不足等问题，加强可再生能源目标引导和监测考核、加强电网接入和市场消纳条件落实等要求，原则上不再支持建设无技术进步目标、无市场机制创新、补贴强度高的集中式光伏发电项目。文件指出未来4年国家能源局规划的普通光伏电站指标为54.5吉瓦，领跑者项目指标为每年8吉瓦（共计32吉瓦）。
2017年11月，国家发展改革委、国家能源局印发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》（以下简称《方案》），对解决我国弃水弃风弃光问题首次正式给出了时间表和制定了全方位的具体措施，表明了我国化解弃水弃风弃光问题的决心。《方案》提出，2017年可再生能源电力受限严重的地区弃水弃风弃光状况明显缓解，云南、四川水能利用率力争达到90%左右，甘肃、新疆维吾尔自治区弃风率降至30%左右，吉林、黑龙江和内蒙古自治区弃风率降至20%左右，甘肃、新疆维吾尔自治区弃光率降至20%左右，陕西、青海弃光率力争控制在10%以内。
2018年3月，国家能源局下发了《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，提及省级人民政府签订的送受电协议应明确其中可再生能源最低送受电量，并纳入本省电力电量平衡。文件规定了对于未完成配额指标的市场主体，将核减其下一年度市场交易电量，或取消其参与下一年度电力市场交易的资格。另外，文件还规定了2020年各省（区、市）的非水电可再生能源消费量。具体各省（区、市）的非水电可再生能源消费比重如表1-1所示。
表1-1 各省（区、市）的非水电可再生能源比重 （%）
续表
2018年11月，国家发展改革委和国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》（以下简称《计划》）。《计划》称，到2020年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在5%左右）；光伏发电利用率达到95%，弃光率低于5%；全国水能利用率达到95%以上；全国核电实现安全保障性消纳。
1.2 清洁能源发展的纲领性政策分析
随着全球气候变暖、污染加重，为应对气候变化、节能减排等问题，能源结构的调整势在必行。发展清洁能源发电是调整能源结构的主要方向，近几年，我国发布了一些清洁能源发电的支撑性的文件，表1-2是有关清洁能源发电的纲领性政策文件。
表1-2 清洁能源发电相关纲领性政策文件
续表
将政策按北京、天津、河北及京津冀分为四类地区详细分析如下：
1.2.1 北京地区清洁能源政策分析
《北京市“十二五”时期能源发展建设规划》（以下简称《规划》）是依据《北京市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》编制的市级重点专项规划，明确了“十二五”期间本市能源发展建设的指导思想、发展目标、主要任务、重大项目和政策措施，是未来五年本市能源建设发展的总体蓝图和行动纲领，也是指导各领域、各部门、各区县编制实施相关专项规划和年度计划，制定政策和标准的重要依据。《规划》总结了“十一五”时期北京能源发展的主要成就，指出了北京在能源禀赋、能源消费结构和环境保护方面存在的主要问题，并为下一个五年北京能源结构的调整、能源消费方式的转变以及能源产业的安全和可持续发展指明了方向。
《“十二五”时期新能源和可再生能源发展规划》是依据《北京市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》《规划》和国家《可再生能源发展“十二五”规划》首次编制的市级一般专项规划，在分析我市发展新能源的区位优势、科技资源优势的基础上，提出了北京“十二五”时期新能源和可再生能源发展的指导思想、发展目标、主要任务、重大项目和政策措施，在利用总量、产业发展、空间布局和环境效益方面都提出了具体目标，尤其在重点建设延庆国家绿色能源示范县和亦庄国家光伏集中应用示范区方面，充分发挥北京科技创新资源密集的优势，以技术创新促进新能源产业发展，提出了因地制宜的发展规划，是指导“十二五”时期新能源和可再生能源发展的重要依据。伴随着新能源政策环境的改善、财税支持力度的提高、技术创新的助推，“十二五”时期北京市新能源和可再生能源利用总量达到450万吨标准煤，较“十一五”末期总量增加了226.7万吨标准煤，年均增速约15.0%，利用总量占全市能源消费的比重由3.3%增长到了66%，较“十一五”末期翻了一番，超额完成了“十二五”的规划目标。
《北京市“十二五”时期燃气发展建设规划》是依据《北京市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》和《北京市“十二五”时期能源发展建设规划》编制的市级一般专项规划，总结了北京市“十一五”时期天然气的发展成就，即用户数和用气量均居全国第一、天然气在全市能源消费结构中所占比例约13.1%，并指出发展天然气存在的问题，即设施建设成本高、进展慢、谷峰调度难度加大、中心城和新城天然气发展不均衡等，提出了“十二五”时期北京天然气产业的发展目标：天然气在北京能源结构中的占比提高到20%，市常住人口的天然气气化率达到80%以上，加快外部气源供应体系的建设，以四大热电中心供气管线建设为契机，进一步优化市内输气系统建设。
《北京市“十二五”时期供热发展建设规划》总结了“十一五”时期北京供热事业在供热面积、节能减排和行业改革方面取得的成就，指出了热源建设落后、成本增加、节能任务艰巨等问题，明确了“十二五”时期供热规划的指导思想、发展原则和规划目标，即在注重供热安全保障、满足全市用热需求的前提下，继续调整优化供热用能结构，以发展热电联产热网集中供热和天然气供热为主，适度发展燃煤清洁供热，积极鼓励发展新能源和可再生能源供热。
面对北京雾霾频发、空气污染严重的严峻形势，北京出台了《北京市大气污染防治条例》《北京市2013—2017年清洁空气行动计划》以及《北京市2013—2017年加快压减燃煤和清洁能源建设工作方案》等系列法律法规和政策文件，各相关管理部门都制订了任务书和计划表，将治理空气污染作为一项重大的政治任务加以推进和落实，并纳入京津冀一体化防控体系中。改善空气质量、治理空气污染的巨大压力倒逼北京能源产业的转型和能源结构的优化，《北京市2013—2017年清洁空气行动计划》和《北京市2013—2017年加快压减燃煤和清洁能源建设工作方案》构成了各层级政府部门、能源管理部门、能源企业在“十二五”中后期重要的行动纲领和目标体系。《北京市2013—2017年清洁空气行动计划》将空气质量作为主要关注点，明确清洁空气行动的五年行动目标，即全市空气中的细颗粒物年均浓度比2012年下降25%以上，并细化了各个区县的治理目标，提出了八大污染减排工程，即源头控制（包括城市布局、人口规模、机动车保有等）、能源结构调整（加大电力供应、电力生产燃气化和用能清洁化、“无煤化”“减煤换煤”等）、机动车结构调整、产业结构优化减排工程、末端治污、城市精细化管理、生态环境建设减排以及空气重污染应急减排八个方面，着力推动能源结构和产业结构的调整，加快转变经济发展方式，着力完善政府主导、企业实施、公众行动大气污染防治工作机制。《北京市2013—2017年加快压减燃煤和清洁能源建设工作方案》将降低北京的燃煤使用总量、改造燃煤设施、提高清洁能源供给作为主要抓手，以改善空气质量为根本出发点，坚持能源安全保障与清洁发展并重。主要目标是燃煤总量大幅压减（到2015年和2017年，全市燃煤总量分别比2012年削减800万吨和1300万吨）和清洁能源比重显著提高（到2017年，优质能源消费比重提高到90%以上；可再生能源消费比重达到7%）两个方面，从集中治理用煤设施、完善燃气设施体系、优化供电保障和发展新能源四个领域，构建安全清洁高效的现代城市能源体系，促进空气环境质量显著改善和经济社会可持续发展。
在促进地热发展方面，北京市于2013年发布了《关于北京市进一步促进地热能开发及热泵系统利用的实施意见（京发改规［2013］10号）》，指出北京地热能源发展的四个主要领域是鼓励新建公共建筑、工业厂房和居民住宅楼使用热泵供暖系统，支持燃煤、燃油供暖锅炉利用热泵系统进行清洁改造，重点推进余热、土壤源、再生水（污水）热泵和深层地热资源的开发利用，凝练了促进地热能发展的四个工作抓手，即充分回收余热资源、积极开发浅层地温能、加快发展再生水热泵和高效利用深层地热能。其中，充分回收余热资源的工作重点是完成四大燃气热电中心、太阳宫和郑常庄等燃气热电厂余热热泵供暖工程，加快开展科利源、鲁谷和北重等大型锅炉房利用热泵回收余热资源工作；积极开发浅层地温能的工作重点是建设沙河高教园、顺义林河开发区、中关村科技园等重点功能区及成规模住宅小区的土壤源热泵供暖工程；加快发展再生水热泵的工作重点是建设电子城北扩、CBD东扩和中关村东升科技园等再生水热泵供暖工程；高效利用深层地热能的工作重点是推进北京新机场、采育新能源汽车基地和延庆新城等利用深层地热供暖工作。在简化审批程序方面，明确了热泵供暖项目所需的前置审批文件，将新建再生水、余热、土壤源热泵供暖项目的审批权限下放至县级投资主管部门，市级投资主管部门只审批资金申请报告。在政策支持方面，将采用热泵系统的企业和产业纳入清洁能源和节能产业，享受相关的采暖费和税收优惠；在热泵设备方面多采用一次性资金支持的方式，如新建的再生水（污水）、余热和土壤源热泵供暖项目，对热源和一次管网给予30%的资金补助；新建深层地热供暖项目，对热源和一次管网给予50%的资金支持；既有燃煤、燃油供暖锅炉实施热泵系统改造项目，对热泵系统给予50%的资金支持；市政府固定资产投资全额建设的项目，新建或改造热泵供暖系统的按现行政策执行。
《北京市分布式光伏发电项目管理暂行办法》（京发改规［2014］4号），明确了发展的重点领域，即重点推进在国家级新能源示范区、高端功能产业园区、商业设施及工业园区等建筑和构筑物上建设分布式光伏发电系统，积极支持在学校、医院等大型公共机构和新能源汽车充电站推广分布式光伏发电系统，对于年综合能耗超过5000吨标煤的工业企业，年用电量超过500万千瓦时的商业企业，有屋顶安装条件的鼓励安装分布式光伏发电系统，以及积极结合农村城镇化和新型农村社区建设分布式光伏屋顶系统。简化了分布式光伏发电项目的备案程序，实行备案制，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件，并且将权限下放至区级国家发展改革委。鼓励区（县）政府在国家电量补贴政策的基础上制定本地区的分布式光伏补贴政策，鼓励电网企业和光伏项目业主开展代收电费等多种商业模式创新，将光伏式项目接入北京市新能源和可再生能源监测系统按属地原则计入该区域和业主当年的节能量。
《“十三五”时期新能源和可再生能源发展规划》提出“大力发展新能源和可再生能源将是优化首都能源结构、推动能源绿色智能高效转型的重要战略举措”，要积极探索“互联网+新能源”创新发展，充分利用大数据、互联网等现代信息技术，推动多种能源智能融合发展，探索发展绿色低碳、智能高效的未来城市能源供应体系，充分利用储能技术、新能源汽车促进新能源和可再生能源消纳。
《北京市“十三五”时期能源发展规划》是依据《北京市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》编制的市级重点专项规划，提出了“十三五”时期能源发展的指导思想、发展目标、重点任务、重大项目和重大举措，是指导北京市能源发展的总体蓝图和行动纲领，也是编制电力、燃气、供热、油品、可再生能源等领域专项规划和年度计划，制定相关政策措施，实施能源行业管理的重要依据。
1.2.2 天津地区清洁能源政策分析
《天津市能源生产和消费革命实施方案（2016—2030）》（以下简称《方案》）是为加快推进天津市能源消费、供给、技术、体制革命，促进能源发展方式的根本性转变，结合实际制定的一个方案。《方案》提出到2020年，推动化石能源清洁化，实现能源消费从敞口式转变为科学管理，实施政策导向与约束并重。能源消费总量控制在9300万吨标准煤以内，年均增长控制在2.4%左右；煤炭消费总量控制在4000万吨以内，一次性能源消费比重控制在45%以下；清洁能源消费大幅增加，天然气消费比重提高至15%以上，非化石能源比重超过4%；外受电比重提高到1/3以上；非水可再生能源电量消纳比重提高到10%；电力装机达到2000万千瓦左右；高压燃气管网的输配能力达到200亿立方米，天然气应急储备能力达到10天。单位GDP二氧化碳排放强度比2015年下降20.5%；能源开发利用效率大幅提高，工业产品能源效率达到或接近国际先进水平，全市万元GDP能耗比2015年下降17%，主要能源生产领域的用水效率达到国际的先进水平。
《天津市冬季清洁取暖试点城市中央财政奖补资金分配方案》提供了清洁能源取暖奖补资金的分配方案，落实了中央财经领导小组第十四次会议关于推进北方地区冬季清洁取暖工作的重要精神，经财政部、住房城乡建设部、环境保护部、国家能源局组织评审，天津获得国家冬季清洁取暖试点城市资格。2017—2019年，在通过国家绩效考核的前提下，天津市每年可获得10亿元、三年共计30亿元的中央奖补资金，不断提升冬季清洁取暖的水平。中央奖补资金30亿元，拟安排28亿元用于散煤取暖清洁能源替代和建筑节能改造项目建设，其中，“煤改电”和“煤改气”25.04亿元，集中供热补热0.82亿元，建筑节能改造2.14亿元。同时，为确保各区高效、高标准完成改造任务，结合财政部绩效考核要求，拟安排2亿元作为奖励资金，对按期完成试点城市清洁取暖任务的区予以奖励。
《静海区“煤改清洁能源”工程规划方案》落实了市委、市政府《关于“四清一绿”行动2017年重点工作的实施意见》和《天津市2017大气污染防治工作方案》要求，根据8月20日文魁副市长来静海区检查大气污染防治落实情况的讲话精神制定方案。具备集中供热条件的，进行供热补建或建设燃气分布式能源站；不具备集中供热条件的，坚持改气优先，改电补充的原则，实施分散取暖清洁能源替代；鼓励通过地热、太阳能、生物质能综合利用等多种能源形式清洁取暖，全面实现五大领域清洁取暖。完成某些热电厂燃煤机组的关停和燃煤供热锅炉的改燃或关停，实现全部清零。
《关于征求天津市分散式接入风电发展规划（2018—2025年）》指出，到2020年，分散式风电新建装机容量力争达到20万千瓦；2020—2025年，分散式风电新建装机容量力争达到37万千瓦，总装机容量达到57万千瓦。根据天津市城市总体规划和发展趋势，确定本次规划的范围为全市16个区，重点规划区域为滨海新区、静海区、宁河区、武清区、宝坻区和蓟州区等。本规划适用期限为2018—2025年，近期至2020年，远期至2025年。根据各区变电站主变容量、容载比、最大峰谷差系数等折算得到低谷负荷水平，并以此作为各区消纳能力的上限。同时，综合考虑土地及风资源条件落实情况，确定天津市分散式风电规划开发规模为57万千瓦，其中2020年前开发规模20万千瓦，其余37万千瓦在2025年前开发。
1.2.3 河北地区清洁能源政策分析
《河北省生态环境保护“十三五”规划》指出实施农村地区散煤减压替代及清洁能源开发利用工程，推进“煤改电”“煤改地热”“煤改太阳能”等散煤替代模式。
《河北省“十三五”控制温室气体排放工作实施方案》指出因地制宜地推广余热利用、高效热泵、可再生能源、分布式能源等低碳技术，有序开发利用地热资源，推动其他可再生能源利用。
《关于加快推进新增建筑电能供暖的意见》指出积极推进分类电能供暖，对办公楼、酒店、写字楼等建筑推广空气源、污水源、土壤源、余热废源等热泵应用；对居民住宅等建筑推广热泵集中供暖和分散电供暖。
《石家庄市散煤压减替代规划（2017—2019年）》指出支持成片区域开发利用地热、热泵，加快实施中小型燃煤供暖锅炉煤改电等清洁能源分布式供暖。推广太阳能与空气源（地源）热泵联合、与电能或燃气辅助加热等新型供热方式。
1.2.4 京津冀地区清洁能源政策分析
《京津冀能源协同发展行动计划（2017—2020年）》是首个聚焦京津冀三地能源发展的行动计划，此次行动计划的一大工作重心是三地全面压减燃煤。明确到2020年，北京市平原地区要基本实现无煤化，天津市除山区使用无烟型煤外，其他地区取暖散煤基本清零，河北省平原农村地区取暖散煤基本清零，2020年京津冀煤炭消费力争控制在3亿吨左右。
《京津冀一体化可再生能源消纳实施方案》是按照北京市、天津市、河北省国家发展改革委联合印发的《京津冀能源协同发展行动计划（2017—2020年）》安排，为了积极推进京津冀一体化发展，增强京津冀地区能源资源保障能力，加快破除体制机制障碍，完善清洁能源利用机制。目标是通过优化京津冀电网发电运行方式，极大缓解京津冀电网调峰困难，积极解决京津冀电网因调峰造成的弃风弃光问题，实现京津冀可再生能源一体化消纳，促进京津冀可再生能源健康协调发展。
1.3 清洁能源绿色能源政策分析
1.3.1 可再生能源配额制绿色证书交易制度介绍
一、制度基本定义与特征
可再生能源配额制政策是一个国家或者一个地区的政府用法律的形式对可再生能源发电的市场份额做出的强制性的规定。“可再生能源配额制”是我国可再生能源“十五”规划中一项重要的政策建议。其基本含意是，在地区电力建设中，可再生能源发电需保持或占有一定的比例。与配额比例相当的可再生能源电量可在各地区（各电网）间交易，以解决地区间可再生能源资源差异的问题。主要做法是以法律的形式规定在总电力供应量中必须有规定比例的电力来自可再生能源。
可再生能源配额制主要有以下三个特征：
（1）通过法律和法规的形式，保障在较长时期内实现可再生能源的量化发展目标，即保证可再生能源发电的市场需求；
（2）通过建立市场竞争机制达到最有效开发利用可再生能源资源的目的；
（3）对于可再生能源发电高出常规电价的差价，应该采用社会分摊原则，即消费者分摊原则。谁消费谁分摊，多消费多分摊，充分体现出了可再生能源发电产生的环境和社会价值。
国外的年度配额制度指供电商、消费者每年必须消费一定额度的绿色电力，未能完成的必须向国家支付一定的费用。强制性年度配额制度的实施可保证绿色能源市场的需求，从而增强相关设备生产商和绿色能源生产厂商的投资和生产信心，调动相关技术开发的积极性，以便使绿色能源生产进入良性循环的轨道。
绿色电力证书是国家根据绿色电力生产商实际入网电力的多少而向其颁发的证明书。购入绿色能源证书是供电商、消费者完成其年度配额的手段。绿色电力的价格是由基本价和能源证书价格两部分决定的，基本价是指普通电价格。换句话说，供电商在供电时，及消费者在消费电时是分不清哪个是绿色电，哪个是普通电。绿色电力的特殊价值只是体现在绿色证书上，只有绿色证书在市场上被售出，发电商回收了成本，绿色能源的真正价值才会体现出来。
二、主要实践途径
在配额制政策下，义务承担者可以采用两种方式来完成相应的义务：一是自己建设可再生能源发电设施；二是从其他已经完成了规定配额的电力企业购买其超额完成“义务量”而获得的绿色证书。这样，可再生能源发电就可以在2个市场实现交易：一是电能本身的实物交易；二是绿色证书交易。与此相对应，可再生能源电力的价值就通过2种渠道加以兑现：一是电能的实物交易市场，在这个市场上，物理上联网的电能供应者与购买者之间达成交易，交易渠道限于电力供应的物理设施；二是以绿色证书为代表的可再生能源电力的环境和其他社会效益市场，受益者是全社会，其成本应该由社会支付，这部分价值的交易不受电力设施物理连接的限制，交易范围取决于所定义的受益范围。
绿色证书交易机制是在可再生能源配额制的基础上提出的。绿色证书交易制度是保证可再生能源配额制度有效贯彻的配套措施，它将市场机制和鼓励政策有机的结合，使得各责任主体通过高效率和灵活的交易方式，用较低的履行成本来完成政府规定的配额。发电公司生产的绿色电能，能获得一定数量的绿色证书；同样，电力用户消费的绿色电能，也能获得一定数量的绿色证书。根据发电公司和用户的具体情况，政府相关部门或监管机构给定它们一定的配额来生产或消费绿色电能，要求它们定期上交一定的证书来完成相关的配额，否则将被罚款。
因此，在绿色证书交易市场中，绿色证书的持有者（多指可再生能源发电公司）可以与承担指定配额要求的绿色证书需求者（通常为火电公司和一些高耗能用户）交易绿色证书，即未完成可再生能源配额指标的发电公司和用户通过购买绿色证书来完成配额指标。采用绿色证书交易机制可以有效地激励可再生能源发电的发展，把可再生能源发电高于非可再生能源发电的部分成本由整个发电行业和（部分）用户分摊，采用这种方法可以在一定程度上限制化石燃料发电对环境的污染。
1.3.2 国内外可再生能源制度政策梳理
一、国内可再生能源相关制度梳理
1．绿色证书
2017年2月3日，发改委网站发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，称为引导全社会绿色消费，促进清洁能源消纳利用，进一步完善风电、光伏发电的补贴机制，拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购。最重要的是文件指出，绿色电力证书将于2017年7月1日正式开展认购工作。而根据市场认购情况，自2018年起，管理层将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。
而同《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》一起发布的《绿色电力证书核发及自愿认购规则（试行）》（以下简称《规则》）则规定，绿色电力证书是指国家可再生能源信息管理中心按照国家能源局相关管理规定，依据可再生能源上网电量通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台，向符合资格的可再生能源发电企业发放的具有唯一代码标识的电子凭证。同时制定了绿色证书的核发和认购等相关规则，并提出了针对绿色证书核发和认购行为的监督规则，以保证可再生能源市场的稳定发展。
根据《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》要求，国家可再生能源信息管理中心依托国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台负责核定和签发绿色电力证书，国家可再生能源信息管理中心发布了《绿色电力证书申领核发说明》，对绿证申领和核发工作程序进行了说明。绿证申请流程如图所示。
图1-1 绿证申请流程图
2．可再生能源配额制相关制度梳理
关于制度基础，目前可以作为我国配额制制度基础的文件包括《可再生能源法》及修正案、《可再生能源中长期发展规划》《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》等。此外，《可再生能源发展“十二五”规划》明确提出要实施可再生能源配额制度。《可再生能源发展“十三五”规划》提出了四项保障措施，包括建立可再生能源开发利用目标导向的管理体系、建立可再生能源发电全额保障性收购制度、建立可再生能源绿色证书交易机制、加强可再生能源监管工作等，也提出将在“十三五”期间实施配额制度。
如果未来可再生能源技术进步比较快，成交价格就会快速降低。为稳妥起见，在绿色证书交易机制实施初期，可以考虑采取仍由中央财政资金承担一部分分品种的固定数额的度电补贴的模式，确保新建项目的基本收益，随着市场化机制的完善，逐步过渡到完全的绿色证书交易。
（1）绿色证书交易强制配额制
强制绿证交易着眼于能源供给革命，通过绿证强制交易价格体现新能源发电的外部环境效益，确保新能源开发企业的经济效益，提升新能源项目投资的积极性。在强制配额考核的政策体系下，虽然由于市场机制的作用，企业经营的不确定性增加，但是新能源行业发展的整体稳定性大大增加，强制配额考核会创造一个基本稳定的国内新能源年度增量市场需求，这对于新能源产业的发展和确保低碳能源的供给至关重要，避免了产业发展规模的大起大落或者逐步萎缩。
（2）绿色证书自愿交易制度
自愿交易着眼于能源消费革命。目前，有观点认为，自愿交易可能不会起作用，但是自愿认购的市场空间不容低估，从国外实践经验看，绿色电力证书的自愿认购是一个重要的市场，绿色电力消费理念的普及也会极大地推动能源供给侧的结构转型。建立绿证自愿认购体系，实际上是给了消费者充分而灵活的选择权，使得愿意购买和使用新能源的企业和个人有了通畅的渠道。最终通过两个市场的合力来加速实现能源转型。
二、国外可再生能源制度梳理
1．英国可再生能源制度梳理
为实现国家可再生能源的发展目标，英国从2002年开始实施可再生能源义务制度，同时引入了绿色证书交易机制，旨在通过建立绿色证书交易系统来提高市场分配效率，降低可再生能源生产成本，实现节能减排目标。
然而研究表明，达到2025年碳减排目标还需要投入2300亿～2600亿英镑，而在现行的电力市场体制下无法拉动如此巨额的投资，更无法保证消费者权益。英国政府经过征询多方意见，决定推出电力市场改革（EMR）。其中差价合约固定电价政策作为电力市场改革的重要组成部分，将逐步代替配额制。
2．英国可再生能源义务政策
英国可再生能源义务政策（the Renewable Obligation，RO）是世界范围内可再生能源配额制的主要代表之一，其绿色证书交易制度的实施降低了可再生能源的生产成本，对可再生能源发展起到了一定促进作用。然而，该政策机制设计复杂，不确定性较大，英国政府多次对该法案进行修订，试图完善这一体系。直到2011年，为降低市场不确定性，政府计划以固定电价政策逐步替代可再生能源义务政策。纵观英国配额政策的演变历程，其经验和教训具有借鉴意义。
（1）证书发放
自2009年4月1日起，英国开始根据不同技术的成本差异分别发放不同数量的可再生能源义务证书，在一定程度上促进了个别尚未成熟技术的发展。2011年，英国燃气和电力市场监管办公室（OFGEM）公布了《可再生能源义务：发电商指南》，明确规定陆上风力发电企业每提供1兆瓦时电力将得到1张可再生能源义务证书（ROC）。同等条件下，海上风力发电企业可得到2张ROCs，农作物发电企业可得到2张ROCs，沼气发电企业可得到0.5张ROCs，垃圾填埋气体发电企业可得到0.25张ROCs。所有微型发电商（申报净容量在50千瓦以下）不论采用何种技术，每生产1兆瓦时电力都可得到2张ROCs。
（2）监管机构
英国燃气和电力市场监管办公室（OFGEM）是英国能源领域独立的监管部门，负责整个ROC交易体系的运行和监管，包括ROC的注册、核算、交易，年度目标的确立，供应商完成RO的审核，年度RO资金的分配及对未完成RO供电商的惩罚等。
（3）证书交易
发电商每发出1兆瓦时的可再生能源电力，监管机构将发给其相应数量的ROC。发电商将生产的可再生能源电力出售给供电商的同时，也提供同等数量的ROC。最后，供电商按照规定设立年度可再生能源比例，把规定数量的ROC交回到OFGEM，从而完成ROC的整个循环。为促进供电商制定更高的可再生能源发电目标，ROC证书制度规定，证书的有效期为两年，即第一年多余的ROC可以用于下一年度。
（4）考核与监管
供电商在每年9月1日前上交规定比例的ROC，如未达到电力监管机构的规定，则会受到相应数额的罚款。未完成ROC的供电商制度规定可以在每年的9月1日至10月31日期间补交ROC或按照买断价格支付罚款，但需缴纳滞纳金。如年度发电商的ROC仍有剩余，表明可再生能源电力市场处于卖方市场，OFGEM可以收购剩余的ROC，收购价为45英镑/ROC，这实际上相当于政府为可再生能源证书确定了一个最低的价格水平。
（5）效果评估
从2002—2011年英国实施可再生能源义务制度，各年度义务证书所占供应比例和价格都在提高，为可再生能源配额义务的完成发挥了重要作用。
然而，绿色证书的交易市场也存在着较大的不稳定性，如果运行不当，可能会造成绿色证书的炒作，这与降低可再生能源电力生产成本的初衷相悖。可以说，英国RO的不确定性和ROC市场的不稳定性已经对可再生能源义务目标的完成效果产生了负面影响，这使得英国RO的完成率一度在60%左右徘徊。另外，英国能源和气候变化对燃气与电力市场监管办公室的管理约束力不够，使其职能过多，管理效率相对较低。
2009年6月发布的《英国可再生能源战略》表明，英国若想达到2020年可再生能源消费总量占最终能源消费总额15%的目标，可再生能源电力供应需占总电力供应的30%。考虑到英国的可再生电力水平还比较低，需要大幅度鼓励可再生能源电力的发展。
3．英国差价合约固定电价政策（无配额制）
所谓差价合约固定电价，就是与发电商签订长期合同确定合同价格（类似固定电价），之后在市场交易过程中实行“多退少补”，如果市场平均电价低于合同价，则向发电商予以补贴至合同价；如果市场平均价格高于合同价，则发电商需要向消费者返还高出的部分。该合约价格可根据市场的碳交易价格制定，既增加了确定性，又防止了炒作交易价格造成的超额利润。
图1-2 差价合约固定电价政策示意图
与可再生能源义务政策相比，差价合约固定电价政策为可再生能源发电商和投资商提供了稳定、清晰、预测性强的补贴，类似于传统的固定电价政策。但是与传统的固定电价制度相比，差价合约的固定电价政策又保留了市场性的交易机制和对发电商的激励作用。如果发电商本身卖出的电价高于市场平均价格，多余部分还是可以作为额外收入。与溢价固定电价补贴制度相比，差价合约制度又降低了政府补贴金额，节省了政府开支。此外，这种双向的补贴机制也可以保护消费者的权益，控制可再生能源电力的收费上限。
从2014年起，高于5兆瓦的发电商可以在配额制与差价合约固定电价政策之间进行选择；2017年以后，将不再实行配额制政策。
（1）制定差价合同执行价的方法
差价合同执行价的制定需要帮助政府实现其减碳、发展可再生、低碳能源以及确保电力供应安全的政策目标，同时也要确保其经济影响是消费者能够承担范围之内的。英国能源与气候变化部在2013年7月发布的《有关电力市场改革实施草案的意见征求》中描述了差价合同执行价的确定方法。
（2）制定执行价的考虑因素
①技术自身的因素（比如，投资和运行成本、融资成本以及建设的实际限制等）；
②市场条件（比如，电力批发市场的价格水平以及发电商在签订“电力购买协议（Power Purchase Agreement）”时给予的折扣等）；
③政策考量（比如，有关实现可再生能源目标和不同技术组合方面的政策决定以及差价合同的具体设计等）。
需要注意的是，基于这些因素制定的针对某一特定技术的执行价将不同于其“均化成本”。执行价具体是相比均化成本高或低将取决于不同的因素，其中包括：
①英国能源与气候变化部标准均化成本未包括的成本——差价合同的支付是在考虑了发电商在电力运输损耗中的份额（即输电损耗乘数，Transmission Loss Multiplier）后，根据发电量计算，因此执行价会相应地调高；
②电力贩买协议——发电商获得的收益来源于电价和差价合同的补足（即执行价与基准价格之间的差值），如果发电商因为在签订电力贩买协议的时候以低于市场价格的折扣价格出售电力产出而不能达到基准价格，那么需要相应地提高执行价来进行补偿；
③合同长度——如果差价合同的长度短于发电项目的运行寿命，合同结束后电力批发市场价格和容量市场的收益低于均化成本，那么执行价应该相应地提高来进行补偿；
④其他政策“征费免除凭证（Levy Exemption Certificates）”能够提5英镑/兆瓦时的支持。不获得可再生能源义务支持的电厂相同，差价合同电厂预计也能获得征费免除凭证机制的支持，因此执行价会相应地降低。
（3）RO-X（Renewables Obligationsminus X）与“可再生能源义务”并行期间的执行价（2014/15—2016/17）的制定方法
2014/15—2016/17期间可再生能源义务和差价合同机制并行运行，差价合同执行价的制定遵循RO-X的原则，从而使可再生能源义务和差价合同对于投资者的激励相同。该原则反映了差价合同机制相比于可再生能源义务能够降低最低资本回报率（hurdlerate）以及电力贩买协议的风险水平。所有技术的执行价在长期来看将保持不变或逐渐下降。图1-3展示了根据RO-X原则计算执行价的步骤。
图1-3 差价合同执行价的制定步骤
这里的成本包括：项目前期开发、监管及行政审批、投资成本、固定运行成本、可变运行成本以及燃料成本。融资成本是通过使用针对特定技术和时间的投资回报率来计算成本和收益的现值而体现的。
收益项目包括：电力批发市场价格、可再生能源义务支付、征费免除凭证、容量市场支付（如适用）以及供热收益（如适用）。收益会根据假设的电力贩买协议折扣做调整。
收益项目包括：电力批发市场价格、差价合同支付、征费免除凭证、容量市场支付（如适用）以及供热收益（如适用）。收益会根据假设的电力购买协议折扣做调整。
英镑的梯度设置是为了与可再生能源义务下的梯度保持一致，支付给发电商的实际执行价会随着通货膨胀的水平作出相应的上浮。
4．美国可再生能源制度梳理
美国至今没有国家级的可再生能源配额政策，其配额制是在诸多州实践后发展形成的。早在1995年，在加利福尼亚州公共设施委员会实施电力体制改革时，美国风能协会首次提出了正式的可再生能源配额制概念；1999年得克萨斯州将配额制政策列入电力重组法案；2002年，马萨诸塞州与加利福尼亚州通过了配额制政策；2004年新墨西哥州开始实施配额制。截至目前，美国已有超过30个州实施了配额制政策，保证了资源贫乏地区的公用事业单位可通过购买可再生能源丰富地区提供的绿色证书来履行可再生能源配额义务。
在美国，除了配额制下的强制市场，还有一个市场不容忽视，就是那些自愿购买可再生能源电力者们所构成的市场。无论是否被要求购买可再生能源，买家一般都想以公开声明的方式来披露他们正在购买或使用可再生能源。
强制性市场的存在，是因为政府政策的驱动，比如可再生能源配额制。而自愿认购市场，消费者往往对某种特定的可再生能源形式有偏好。所以，强制市场往往被认为是绿色电力交易的基础，代表了可再生能源消费的最低限度。而自愿市场往往超过这一基础，是由自愿性的需求决定的。在美国，自愿认购市场拥有8万多的商家以及超百万的个人对绿证进行认购，占到美国电力总负荷的2%，并且保持10%的增长，特别是一些创新企业在自愿认购市场中更为活跃。2016年初，苹果公司宣称其在全球93%的设施用电完全使用可再生能源，即通过自愿认购绿色证书。此外，英特尔、微软等个别公司绿电量甚至占到10%。
强制市场与自愿市场的有机结合使得美国在可再生能源绿证交易中取得了一定的成功。2015年，美国自愿绿电市场的交易电量已经占据了非水可再生能源电力交易的四分之一。自愿的绿电市场与为满足配额制要求而存在的强制市场相辅相成，共同促进了美国可再生能源的发展。
5．澳大利亚可再生能源制度梳理
2001年，澳大利亚政府通过《可再生能源（电力）法》，提出了强制性可再生能源目标（MRET）。在这一政策框架下，澳大利亚建立了可再生能源证书（RECs）交易机制和交易市场（如图1-4所示）。同时还成立了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，并对违反MERT法案的行为进行处罚。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。
图1-4 澳大利亚绿色证书系统框架
该系统实施后，合格的可再生能源生产商每生产1兆瓦时的电量就能得到1个单位的绿色证书（REC）。责任实体（即配额义务承担者，包括电力零售和批发商）在获取的电力中需要有一定比例的可再生资源电力或拥有与这部分电力等量的可再生能源证书。每年末，责任实体必须向管理部门上交足够的RECs，以证实其完成了目标义务。责任实体的RECs既可通过与可再生能源发电企业签订合同购得，也可以向第三方协商购买。RECs可在责任实体或第三方之间通过国家电力市场（NEM）进行交易。不能提供足量的可再生能源证书的责任实体，须交纳一定的费用。
从2011年1月1日起，澳大利亚的配额证书开始分为大规模发电证书和小规模技术证书两种。
6．大规模发电证书运行机制
可申请大规模发电证书（LGCs）的合格实体是指使用太阳能、风能、潮汐能、生物质能等《可再生能源法案》中列出的可再生能源发电站。
注册交易LGCs由可再生能源发电商根据在基准线上生产的额外电力，通过网络在REC注册器上生成，但需管理办公室确认后方可买卖和提交。电站除去卖给电网的电力，LGCs可以在开放的市场上卖给可再生能源配额义务承担者，价格由供需双方决定。
大规模可再生能源目标明确了在2030年前每年可再生能源的发电量。配额义务主体需购买的LGCs数量，通过条例中设置的可再生能源比例（RPP）确定。每年的可再生能源比例依据当年可再生能源发电目标、年度义务承担主体电力的获得量、前一年LGCs提交超额或不足量等确定。LGCs的所有权通过交易人之间的付款合同直接在注册器上转让，交易价格由市场决定。
证书提交与考核义务主体需向可再生能源管理办公室提交满足其年度义务的规定数量的LGCs，提交后的LGCs不再有效，不可再进行买卖和交易。当年没有提交规定数量的义务主体，需要支付相应的罚款（当前为65澳元/LGC）。
7．小规模技术证书交易机制
小规模可再生能源计划专门规定了配额义务主体具有按季度提交小规模技术证书（STCs）的义务，为安装合格的小规模系统如太阳能热水器、热泵、小型风机、小型水电系统等提供金融激励。小规模可再生能源系统每生产1兆瓦时电量可获得1个单位的STC。管理机构还专门成立了自愿的STCs交易所，以40澳元/兆瓦时的固定价格进行STCs交易。同时还采用太阳能乘数机制，根据安装时间不同为系统首先并网的1.5千瓦或者离网的20千瓦的发电单元发放1～5倍的证书。
合格实体新安装的太阳能热水器或热泵系统在可再生能源管理办公室登记后即可申请STCs。新安装的小规模的太阳能、风能、水能发电系统，遵照当地、州、联邦政府的要求，由清洁能源委员会授权的安装单位安装，系统组件要纳入清洁能源委员会公布的信用列表，并取得合格许可后才可以申请STCs。
注册交易系统所有人通常将STCs分配给第三方代理人（例如零售商或安装单位）进行注册，代理人要支付给所有人一定的费用。代理人通过REC注册器的线上系统创造STCs，向可再生能源管理办公室登记后，可通过开放市场或者STC交易所进行交易。
证书提交与考核义务主体如果在STC交易所交易，政府保证40澳元/STC的价格，但可能需要延迟一定时间付款。法律要求义务主体每年购买并提交一定数量的STCs，这就产生了对STCs的需求。每年提交时间为2月、4月、7月及10月，未提交规定数额的STCs，义务主体需要支付罚款（当前为65澳元/STC）。提交后的STCs不再有效，不能再次进行交易。
8．效果评估
得益于良好的法律法规和管理机制，澳大利亚证书交易系统的效果显著，目前通过可再生能源目标分级等措施，其政策更加完善。自2001年起，证书交易为可再生能源产业的投资提供了大量的金融激励，增加了小规模可再生能源系统的数量，激励了可再生能源额外发电项目建设，增加了电力部门发展的可持续性，降低了温室气体排放。
9．日本的可再生能源制度梳理
2001年，日本自然资源与能源咨询委员会的新能源部门公布了一份报告，决定引入可再生能源配额制度，以充分利用市场来加速发展可再生能源。2003年4月，日本开始实施《日本电力事业者新能源利用特别措施法》（又称《可再生能源配额标准法》），配额制度正式生效。该法规定，电力供应商每年至少要提供1.35%的可再生能源电力，并且政府每隔4年都要重新评估并调整比例。
由于可再生能源发电产生的污染较小，通常简称为绿色电力，日本规定这种绿电必须售于电网，并实施绿色电力证书机制，制定了绿电下限以及风能和生物质能大约3.6美元/千瓦时的发电价格。为了最大限度地保证经济效益，法律还规定采取“代为履行”等措施，即不承担配额的新能源发电者可以代为履行其他承担配额的电力事业者的配额义务。
三、国外可再生能源制度梳理对我国的经验启示
各发达国家实施的可再生能源配额制中，配额制义务人、证书交易方式及处罚力度不尽相同，可再生能源的结构比例、范围和具体实施方式也不相同。
1．可再生能源配额制的设计
目标的确定。由美国得克萨斯州实施配额目标的经验来看，配额制的目标制定应该适当。
首先，配额目标要制定得足够高，只有制定得足够高才能达到促进可再生能源的发展，可再生能源的市场需求才能得到保证。制定可再生能源的总量目标也是有必要的。
其次，配额目标应长短期相结合。得克萨斯州制定的配额目标是阶段性的，而加利福尼亚州则是笼统地制定一个长远的目标，这样会造成义务人对成本不确定性的担忧。并且，目标最好以可再生电量为标准，装机容量可以通过一定系数转化成可再生电量，可再生能源证书也应以可再生电量为基准，因为对配额制有意义的指标是发电量。
再次，根据我国的国情，各省市地理位置和自然条件有很大差异，配额制的目标也应分种类、分区域制定，按照经济与技术的可行性建立多种类的目标并实施相应证书制度，可以避免对某些高新技术发展的限制。此外，不能只建立国家总体目标，而应在国家目标的基础上建立适当的各省市分目标，使各省市协调发展。
义务人的选择。从发达国家的实施经验来看，义务人基本上分为电力零售商、电力消费者和电力生产商。从政策执行的便利性考虑，电力生产商作为义务人是最佳的，而以电力消费者作为义务人的优点则是能够使配额义务更加广泛。参考国家发展改革委和电监会的意见，参考我国的电力市场结构，以电网企业作为义务人是适合的，这样有利于解决电力上网问题。但是，自备电和直购电不负担配额是有失公平的，所以在设计制度时应综合考虑各个方面的因素。
配额对象的确定。当前，符合配额对象的可再生能源不应仅限于电力，非电力的可再生能源也应包括在内，从而确保可再生能源供应的多样化。日本在这点上的做法比较突出，规定了风电及生物质能的多种发电价格上限。不同种类的能源成本不同，所以应对符合条件的可再生能源种类进行分级，确定其配额百分比，对成本相对较高的不成熟的生物质能和太阳能制定相对较低的配额，而对水电及风能等制定相对较高的配额。
2．明确各机构职责
就美国加利福尼亚州的经验来看，在配额制的实施中明确各机构职责是十分重要的。加州负责证书认证的机构是加州能源委员会，但交易监管机构加州公共事业委员会并未使用加州能源委员会的认证号，而是采用合同号追踪配额制的实施情况，使加州能源委员会的认证在一定程度上失去了法律效力，降低了配额制的监管效果。就英国的经验来看，配额制实施中的配套政策也要由相应部门进行有效监管，政府部门、管理机构以及电力公司都要明确自己的职责。例如，政府部门要明确配额制的持续时间、符合条件的能源种类及配额比例、证书最高价格的制定以及管理机构职责的分配，而管理机构应负责制定实现目标的认证规定、奖惩条例、定期汇报配额制实施情况等，电力公司的责任则为完成配额、完成证书交易。需要注意的是，政府制定的各项政策以及监管机构制定的各项条例既要实现协调统一，也要照顾到电力公司的利益诉求。只有各机构之间相互协同作用，不忽视任何一方的职责，才能更好地完成配额制。
3．深入研究证书交易机制的运行
国家有关部门组织开展《可再生能源电力配额管理办法》的研究工作时指出，在“十二五”规划期间，各省份之间暂不可进行可再生能源交易。可再生能源证书交易本身作为一种配额制的配套机制，旨在通过市场为可再生能源产业提供激励资金，以更低的成本提供更灵活的义务，降低财政补贴压力。我国各省之间能源禀赋差异大，研究可再生能源证书交易机制对于完成配额指标、平衡地区间发展、提高资源利用效率来说是非常重要的。
具体来说，首先应按照国家总体配额公平地分配到各省或各地区；超额完成的省或地区可以在有关部门获得超额完成配额部分的证书，从而可以在证书市场进行交易；不能完成配额的省或地区可以通过证书交易完成配额。澳大利亚在证书交易机制中引入太阳能乘数方法达到资源多样化的目的值得借鉴，这种方法为成本较高的可再生能源电力提供多倍于实物量的证书，可以在一定程度上推动高成本的高新可再生能源技术发展。但值得注意的是，在证书交易运行机制中，切忌将认证机构与监管机构分开，使认证失去效力，美国加州的失败案例充分证实了这一点。
4．完善相关配套机制
为保证配额制顺利实施，其他的配套机制也是不可或缺的。例如证书储蓄机制，可再生能源证书储蓄是指当年发行且未使用的可再生能源证书在未来一定年度内仍然有效。在发达国家的证书交易机制中，证书储蓄往往是不可或缺的，它是证书交易机制顺利实施的保障。再如，宽限期是指如果配额制义务人当年未能履行义务，其将有机会在规定的额外时间内补足差额。另外，监管处罚的具体措施、配额制的补偿机制、责任人份额标准的确定、跨区域输送电力方式的确定等都仍需完善。配额制的配套机制有很多，大部分我国尚未涉猎，借鉴发达国家的数据建立模型进行数据分析，找出规律，结合我国实际制定政策，才能更好地服务于配额制的实施。
1.4 以京津冀电力市场为例的电力体制改革关键梳理
在本轮新电改中，京津冀地区具有基础优势和示范效应，承担了首个区域电力市场试点的责任。京津冀电网由京津唐电网和河北南网组成，但相对来说，京津唐更具备建设区域市场的条件。2016年8月，《京津冀电力市场建设方案（征求意见稿）》在内部下发，京津冀电力市场先期选择条件比较成熟的京津唐地区开展试点，随着市场的发展成熟，市场范围将逐渐扩展到整个京津冀区域，京津冀市场外的市场主体可自愿加入京津冀电力市场。
图1-5 京津冀区域电力市场建设进程
京津冀建设电力市场虽有诸多优势，但由于电网结构、利益分配、调度体系等的复杂性，其建设过程存在许多问题，这也是新一轮电改方案放大到区域电力市场中施行的必经坎坷，因此这里以京津冀电力市场为例对新一轮电改存在的问题进行分析。
1.4.1 发电计划放开问题
2015年11月，《关于有序放开发用电计划的实施意见》发布，根据实际需要，在不影响电力系统安全、供需平衡和保障优先购电、优先发电的前提下，全国各地逐步放开一定比例的发用电计划，参与直接交易，促进电力市场建设。
从发电侧来看，在单独一省内放开发电计划带来的问题和影响是可控的，但是扩大到区域电力市场，就会引发一系列难以平衡的问题。
①以京津冀地区为例，京津冀各地区电源结构不同，其中，冀北清洁能源居多，天津燃煤火电居多，北京燃气电厂多，结合当前交易规则的要求，只有燃煤火电厂参与市场电量竞争。单就从电厂角度看，燃气等电厂必然受到市场电量的冲击，对其计划电量构成影响，从而对北京电厂不利。其次，由于放开发电计划后对不同电厂的影响不同，火电由原来的标杆电价变为输配电价，不同地区的用电结构不同，导致电网在不同区域的收益变动有所差异，并进一步影响地方政府的税收状况，不利于电力体制改革的推进。
②在部分放开发电计划的情况下，电力企业无法按照市场化原则和价格优势策略，提高市场竞争能力，自主参与市场竞争。在完善的市场规则下，市场电量应该完全放开，实施买卖双方自由竞争。但在目前逐步放开市场电量的过渡过程中，大部分具有市场属性的电量并不参与交易竞争，导致很多基层发电企业不能充分认识到电力市场交易的作用，仍依据能源价格的变化选择市场行为，未做好充分的市场竞争准备。
1.4.2 交易机构组建问题
当前，我国各省市电力交易机构采取的组织形式主要有电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等。上述三类模式均为过渡时期相对独立的组织形式，当电力市场逐渐成熟，交易机构应采取独立性更强的组织形式。值得注意的是，由于京津冀区域市场情况极为复杂，为推动京津冀区域市场的良性发展，必须理清电力交易中心的组织形式，确定市场运营和交易组织是组建京津冀电力交易中心管理或由北京电力交易中心统管。目前几种代表性的电力交易中心组织形式如表1-3所示。
表1-3 电力交易中心组织形式与代表地区
1．电网企业相对控股的公司制
电网企业相对控股的公司制交易机构，指由电网企业相对控股，第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股，支持国内证券期货交易机构、电力市场相关研究机构及电子商务企业等第三方参与电力交易机构组建工作。
为加快推进京津冀协同发展战略，京津冀电力市场建设联合工作组决定组建相对独立、规范运行的京津冀电力交易机构，下发《京津冀电力交易机构组建方案征求意见稿》（以下简称《征求意见稿》）。结合京津冀地区电力市场现状，《征求意见稿》明确指出，京津冀电力交易机构将按照“协同发展、有序推进”的原则，以股份制公司的形式组建。具体来看，将由国家电网公司所属电网企业相对控股，第三方机构及发电企业、售电企业（含拥有独立配电资产的配售电企业）、电力用户等市场主体参股。《征求意见稿》中京津冀电力交易机构的股权分配比例分别为：京津冀三省（市）政府推荐的企业各持京津冀电力交易机构的10%股份，电网企业合计持股占比25%、其他发电企业合计持股占比25%（纳入三家以上企业）、用户与售电企业合计持股占比15%（纳入三家以上企业）、第三方机构占比5%。
2．电网企业子公司制（北京）
电网企业子公司制是指依托国家电网公司，以国家电网公司的全资子公司形式组建。在财务上独立核算，自负盈亏。资本金规模根据电力交易平台建设等初始资本性的支出需求设置，确保交易中心有效运转。电网企业、发电企业、电力用户、售电企业等市场主体通过市场管理委员会，研究讨论交易和运营规则，并监督交易机构对规则的执行情况。
目前，北京市电力交易中心采用电网企业子公司制。北京电力交易中心按照政府批准的章程和市场规则为电力市场交易提供服务，不以营利为目的。交易机构的日常业务不受市场主体的干预，交易业务与电网企业其他业务分开，接受政府有关部门的监管。
3．会员制
会员制即电网、发电企业、电力用户以及第三方机构都将参与其中，这样将确保交易各方均享有平等的话语权，实现市场交易公平。目前，云南和贵州两省采用会员制的形式组建省级电力交易中心。
为确保交易机构的公平公正和规范高效运营，更好地服务于我国有效竞争的市场结构和市场体系建设目标，需进一步加强有关机制的设计和政府的监管，建立健全配套保障和基础条件，重点把握以下问题：
①建立明确的规则和监管制度。政府有关部门要进一步明确我国电力市场建设的顶层设计，逐步建立较为完善的市场交易规则和监管制度，确保交易组织和交易机构各项工作有规可依、有章可循、规范运作。
②建立公平透明、规范运作的机制。通过建立市场管理委员会、设置合理规范的议事制度、实行年度报告制度、加大信息公开力度、加强内部合规体系建设等举措，保证市场各方的意见充分表达和协商，交易机构也通过内部监审形成自我约束、自我规范的工作机制，从而共同推进电力市场建设，保障电力市场平稳有序地运行。
③进一步加强软硬件基础条件建设。随着电力市场建设的逐步推进、电力交易的日趋复杂，以及市场主体的迅速增加，需要不断加强电力交易技术支持系统的建设，扩展功能模块，提升系统的数据处理能力和可靠性，持续改善用户体验。同时，要进一步加强电力交易队伍和市场服务能力建设，不断提升优质服务能力。
④做好应急保障和市场风险防范工作。提前研究制定市场紧急情况下的应急方案，保障电力供应安全和市场有序运作。规范市场准入和退出管理，合理设定市场波动准许空间，有效控制市场运营风险。逐步建立健全市场主体信用体系和保证金制度，加强市场主体诚信建设，规范市场秩序。
1.4.3 辅助服务交易问题
辅助服务对于电力系统安全稳定运行具有重要意义，根据电力市场建设意见，在日前发电计划编制过程中，应考虑辅助服务与电能量的统一出清、统一安排。2018年3月，《华北电力辅助服务市场建设方案（征求意见稿）》（以下简称《方案》）印发，《方案》立足于区域市场，分阶段分步骤地建设华北电力辅助服务市场，市场建设初期先行开展调频辅助服务市场化交易，待调频市场运行稳定后，适时引入调峰辅助服务，开展华北及省网调峰辅助服务的市场化交易。
在电力市场中，与电力辅助服务相关的问题主要包括电力辅助服务价格、电力辅助服务供应、电力辅助服务市场、电力辅助服务相关政策等。目前，我国辅助服务交易主要存在以下几个问题：
①辅助服务补偿费用过低，提供辅助服务的电厂缺乏积极性，很难合理补偿成本。
②辅助服务调用不均衡，辅助服务的调用相对集中，主要对调节性能好和能够方便地提供辅助服务的机组进行调用，而性能差的机组被调用的次数较少或者未被调用，不均衡的辅助服务调用损害了部分集中调用机组的利益和健康状况，也难以做到市场公平。
③外来电暂不承担相关义务，基本不参与辅助服务，就算参与分摊辅助服务补偿费用的也通常仅占其上网电费极小的比例。
对于京津冀电网来说，河北地区火电机组同质化较为严重，京津冀三地如果各自孤立，电力辅助服务市场的意义就十分有限。所以，华北地区需要在区域电网的层面，打开各省的电力辅助服务资源与需求，然而目前我国发电量仍以政府安排发电计划为主，在计划电量主导的情况下，京津冀电力辅助服务市场的建设只能在行政计划的框架下，尽可能地提升市场化程度。随着市场化电量占比的提高，现行的电力辅助服务规则仍需进一步完善来满足电力现货市场的需要。
1.4.4 跨省跨区交易问题
根据国家能源发展规划，能源开发中心与用电负荷中心正在加速分离，电力大规模跨区域输送和消纳的需求更为迫切。跨区跨省电力交易是市场化改革的突破口，在推进大规模电网互联的基础上，引入市场化机制，利用不同地区时间维度和空间维度的差异，实现分季节、分时段、区域间的余缺调剂，供需互补，对我国电力资源的优化配置和大规模传统电源或可再生能源的输送和消纳具有重要意义。
2016年3月公布的《关于做好电力市场建设有关工作的通知（征求意见稿）》提到：加快推进跨省跨区电能交易市场化，建立规则统一开放的跨省跨区电能交易市场，符合条件的省（区、市）内外发电和用户都可参与。
电量、电费结算是电力交易工作中的关键任务，在签订售电合同、制定发电计划与执行发电计划等工作后，将电力交易参与方的生产运营活动转变为经营结果，为跨区跨省电力交易的执行提供经济保障。从当前跨区跨省交易结算机制的研究可知，偏差电量是结算工作中需应对的关键问题，因此需对结算工作中处理偏差电量时存在的问题进行分析：
①跨区跨省电力交易中，市场电和计划电相混合，偏差电量难以定性。市场电与计划电共存，并共用输电资源，是我国跨区跨省输电的现状和特点。合同电量和已用电量结算的方式共存，对于市场电和计划电在偏差电量的分摊和责任认定方面没有明确的处理方法。
②跨区跨省电力交易中，不同交易部门对偏差电量处理方法不统一。现有各区域电网公司的交易结算机制基于较为粗略的框架，一般是结合区域电网特点或为达到某种结算目标演化而形成。不仅彼此之间存在较大差异难以统一，部分机制也不适合该区域当前的结算工作。
③跨省跨区交易的电量对于本地发电主体来说属于外来电，以山西对京津冀地区的送电为例，如果京津冀电力市场允许外部电厂参与该市场竞争，则会引发一系列新问题。2016年7月出台的《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》中，未对参与京津冀电力市场的发电主体地域进行明确限制，因而存在一个外来电问题。首先，由于外部电厂参与竞争，导致京津冀区域内电厂的压力增加，电量被挤压，导致竞争力较差的电厂无法继续经营。其次，由于部分电量来源于外部电厂，本地电厂效益下降，导致政府税收降低，必然引发政府不满，引起不必要的利益冲突。最后，如果大量电量来源于外部，会引发京津冀本地供电安全问题，尤其是北京地区的供电安全。因此，在构建京津冀电力市场时，应当谨慎处理放开外部电厂参与竞争的规则，不建议近期内放开外部电厂参与本地电力市场的竞争，应当待市场机制完善，准备足够充分再扩大交易市场，从而将外部电厂纳入。
1.4.5 电力市场监管问题
电力需求弹性极低的特点决定了电力作为最主要二次性能源的不可替代性。在大部分电力消耗的场合，都无法用其他的能源形式代替。我国电力市场具有明显的集中特性，近年来响应政府减排和“上大压小”的政策号召，发电企业纷纷建设大容量、高参数发电机组来代替原来的小型机组。这种行业发展趋势将进一步提高电力市场的集中度，造成电力生产端市场势力的集中。电力生产端需要监管机构来平衡市场势力，规划竞争模式，落实“切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段”的要求。
电力市场监管与市场建设进程密切相关，监管手段必须和交易周期同步进行。适当将监管环节前移，对于通过平台开展的交易实施现场监管，第一时间掌握一手信息，及时发现市场异常行为，对发现的线索按程序进行现场核查，核实有关情况，依法依规处理。随着京津唐地区电力市场建设的不断深入，由于其本身的历史沿革、政治地位等因素，面临着监管范围与监管力量难以协调，监管难度逐级递增、监管手段欠缺等问题。
