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近期，关于可再生能源配额制的讨论再度升温。
早在2016年年初，国家能源局发布《关于征求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意见的函》，要求到2020年各燃煤发电企业承担的可再生能源发电量配额与火电发电量的比重应在15%以上。
但这一文件一出台即遭到发电企业的激烈反对。2016年8月中国电力企业联合会向主管部门提交了专题调研报告《非水可再生能源发电配额考核制度对燃煤发电机组的影响》，指出配额制实施方案存在诸多不合理之处，不应单独让燃煤发电企业承担非水可再生能源电力产业建设发展的重任。
对煤电机组的严格考核目前并未落地。2017年6月12日，国家可再生能源信息管理中心向华能、华电、中节能、中水顾问等企业所属的20个可再生能源发电项目核发了我国首批绿色电力证书，这些绿证将在全国绿证自愿认购平台挂牌出售。但根据政策进展，中国仍计划自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。
在能源转型发展的过程中如何科学地设计配额制？应该如何看待化石能源与非化石能源的关系？eo记者采访了中电联行业发展与资源节约部副主任薛静（正主任级）。她也是专题调研报告《非水可再生能源发电配额考核制度对燃煤发电机组的影响》主要负责人。
薛静认为，煤电是可再生能源发展过程中的重要支撑，配额考核制度应重点放在用户侧，形成全社会对碳减排与绿色能源发展的倒逼机制，促进可再生能源的开发和消纳，实现化石能源平稳逐步退出。
“不能新能源发展的陪跑者折腾死”
eo：为什么不赞成在发电侧考核配额制？发电企业落实非水可再生能源配额制有哪些困难？
薛静：煤电企业的上网电价包括投资成本、生产成本和税费等三部分。投资成本是固定的，生产成本方面主要是燃料成本，实行的是煤电联动机制向终端疏导。配额考核将会推高煤电的生产成本，但当初国家价格主管部门在核定电价中并没有包含这一块成本，煤电企业也无法把被迫上升的成本传递到消费侧，这将导致煤企亏损。清洁能源发展的成本应该最终传导给消费侧，而不应该直接由煤电企业承担。
从煤电企业面临的市场环境看，目前新增煤电机组电量全部进电力市场交易，存量部分逐年降低计划电量份额转而也要求进入市场。因为电力供应相对过剩，当下市场交易呈现出单边降电价的状态，下降的空间其实都是发电企业向用户让利，尤其是煤电企业承担了让利。而新能源发电进入市场交易的基本是通过替代发电方式或者在优先安排框架外的边际电量。去年煤炭去产能，煤炭价格上升的空间也是发电公司承担。在这个时候让它再承担非水可再生能源的采购，承担配额考核，它还有多大能力？
另外，中国不同地区的资源分布是完全不对称、不均匀的，有些省份本身就是煤电大省，比如山东，江苏，这些东部沿海地区用电量大，但资源相对较少。大部分地方发电企业在省区内获取集中式优质非水可再生能源资源的空间有限，要想完成15%的考核要求，难度很大，有的可能根本就完不成。
我们国家最初电力是按就地平衡原则发展起来的，电源靠近负荷中心，所以这些经济发达的省份，比如广东、江苏、浙江，都是煤电大省。而且中国的煤电企业主要是国有企业，实际是在全国不富裕情况下用全民省吃俭用的资金发展起来的。我们应该承认我们的能源发展的历史进程，不能在转型过程中简单抛弃煤电。
eo：煤电和清洁能源之间是什么样的关系？
薛静：目前中国风电光伏占比也不小了，但是以现在的技术，它的波动性问题还难以解决，同时它的投资成本比较高，犹如一个昂贵的婴儿，需要用大人的付出和牺牲来培育一个婴儿，这个大人就是煤电。
我们的新能源目前波动性强、力量弱小，在全国范围乃至区域、省范围内实现电力供需的电力、电量平衡关系看，还要用大煤电作为基础支撑、中型机组的调节支撑以及终端用户的需求侧负荷响应。从环境建设方面看，现在主要是整治散烧煤污染问题。我国现在的煤电，尤其超低排放机组比重大幅度上升以后，基本实现了清洁发电。
能源转型是循序渐进的过程，新能源还要继续发展，但是目前在发展过程中仍然需要煤电作为支撑。所以，不能把煤电这样一个能源转型过程中重要的陪跑者折腾死了。
“考核售电公司还不具备条件”
eo：在用户侧进行配额考核会有怎样的效果？
薛静：可再生能源的配额应该是全社会买单。比如说在用户侧要求大用户购买的电量当中10%是清洁能源，对用户来说略微增加一点成本。如果用户自己可以上分布式发电项目，那不用大电网供应也实现了配额要求。如果上不了分布式，那么就要去市场上去买，在电力市场上，签合同的时候就要求其中10%是清洁能源。如果签了合同，那么交易中心、调度中心就要做好调度安排，就要想办法在调度等各方面解决问题，但是现实中当天、当时的发电和用电负荷曲线不可能与预测的完全吻合，偏差部分如果不通过现货交易调节，这给电网公司带来了更加巨大的调度压力。
目前电力行业面临的比较突出的问题是可再生能源的消纳。如果只由发电企业承担配额考核，就难以实现电源、电网、用电及其交易市场和政府监管调控之间的协调配合，不利于改善弃风弃光问题。
eo：如何引导电力用户积极消费绿色电力？
薛静：首先从道义上宣传，用清洁能源是光荣的。一些大型用电企业出于承担社会责任的考虑，会增加对清洁能源的使用。第二个方面就是激励机制，中国政府手里的激励手段还是很多的。比如说在投融资招标和政府的一些重大项目招标方面，大用户直接交易准入名单等，如果企业买了清洁能源配额，招标和准入名单上可以优先考虑。比如银行贷款以及电力市场交易信用上，购买了清洁能源配额就可以提高信用，贷款上可以有一定优惠力度，电力交易中给予一定政策的倾斜。这样企业肯定会有动力。
eo：有消息称能源局正在酝酿考核售电公司的可再生能源售电量，是否应该考核售电公司？
薛静：我认为现在暂时没有到这种程度。售电公司目前都是当地公司，很少参与跨省交易。要是当地没有太多清洁能源资源，那就很难采购。如果电力市场能够跨省跨区，售电公司就可以买全国各地的清洁能源，调度还能实现，这个时候可以按一定比例考核其清洁能源配额指标。北京交易中心目前也在研究清洁能源跨省交易，希望能够减少弃风弃光。我认为不光是北京交易中心，所有交易中心都应该允许跨区跨省交易。这样的话售电公司可以广泛参与，愿意参加哪一个省的交易都可以。当然，目前还不具备这个条件。
eo：地方政府在消纳可再生能源上应该扮演怎样的角色？
薛静：地方政府应该逐级下探，深入了解分布式能源的消纳、布局等存在什么问题，应该怎么解决。第二，要在电力市场上培育消纳清洁能源的环境，因为电力市场的建设和竞价都在地方，政府要运用一定的激励政策，引导用户侧消纳更多清洁能源，比如在投融资方面给予支持。中央政府可以出台鼓励支持政策基本意见，真正有效实现这些政策还是在地方。
地方政府也要合理考虑当地的资源，对清洁能源的发展和煤电的逐步退出做全盘考虑，哪些是供应侧解决的，哪些是消费侧解决的，哪些是政策要解决的，不能就事论事。
不必过分强调“非水可再生能源”概念
eo：为什么您认为中国不应该选择“非水可再生能源”作为能源转型路径的主要依赖？
薛静：“非水可再生能源”是德国结合国情提出的概念。德国和英国一样，原来是以煤为主的国家，水电资源缺乏。德国率先发展风电、光伏发电，通过与周边国家的电网互联，实现了电力互济，实际上就是周边国家的煤电和水电配合德国互济。德国电力消费区域密度较大，也就是单位土地面积上电力消耗比重较高，所以分布式光伏直接接入配网，可以就地消化，还有一些与周边水电国家互济，所以光伏发电、风电消纳比重比较高。德国水电比重小，同时重视风电和光伏，所以提出来非水可再生能源的概念。
美国水电比重比较大，还有核电，油气仍然是主力能源，光伏和风电这几年发展也很快，但占比没有德国这么高。美国能源转型的主要任务是化石能源清洁化利用，并逐步降低化石能源比重，水电、核电、气电与新能源发电共舞，走得是清洁能源发展或者绿色能源发展之路。
中国是世界上水电规模最大的国家，水电是第二大能源，目前尚有四分之一水电资源等待开发利用。所以我不太赞同在中国强调非水可再生能源发展这个单项概念，还是应该综合能源系统进行考虑。比如说浙江小水电资源丰富，跨区送来的水电规模在增加，现在核电比重也有所增加。那为什么非要在浙江大幅发展非水可再生能源呢？当然也需要，那么就让它从消费侧以技术创新、商业模式创新为激励机制逐步替代化石能源。
我认为在中国要谈的是“综合能源 ”或者“多元互补”的概念，其中清洁能源比重问题，可以采用不同方式实现，不一定是非水可再生能源。要从中国能源的禀赋、结构，从目前经济发展的阶段去考虑这件事情。
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