|
3、政策方面 “政策方面”从可再生能源电力配额制的“难产”、新能源补贴的“路径依赖”两个角度，评述以往可再生能源政策的利与弊，分析其中的斗争与妥协。 3.1迈不开配额的步子，走不出补贴的影子 经济学理论往往支配不了政策实践，这是一个让政府头疼、让行业困惑、让学者惋惜的现实。为扶持新能源的发展，补贴和配额制本应是相辅相成、辩证统一的关系。然而国内配额制长期向补贴“低头”，政策失衡，造成新能源“管生不管养”、先建设后消纳的困局。 微观经济学理论下，只要能够确定市场失灵的程度，那么政府无论是采取定价还是定量的政策干预，其市场效率都是等同的。政府扶持新能源，挖掘新能源的正外部性，本质是修正市场失灵，因此理论上补贴和配额制不存在市场效率的差别。“十二五”期间国家能源局曾尝试推出《可再生能源配额考核办法（试行）》，但在上报国务院审议期间遭到某些省份的强烈反对，原因是“配额制有浓重的计划强制色彩，是在搞计划经济”。这样的观点属于偷换概念，没有理论依据，配额制也并不比补贴更有计划经济的属性。 补贴与配额制的关键差别，在于利益分配的机制。补贴制度下，发电企业获得显性的经济激励，地方直接争夺国家的财政补贴，而升高的用电成本摊派给全国，地方政府不承担征收“可再生能源电价附加”的压力。配额制度下，发电企业需要卖绿证来兑现新能源的价值，各地方之间的财政转移取决于谁能在绿证交易的“新游戏”中胜出，地方政府也要承受本地电价上涨的压力。总的来讲，补贴制的经济激励更显性，地方获利更直接，中央要承担更大的财政压力和决策压力；配额制的经济激励更隐形，企业要面对更大的竞争压力，地方政府也要承担更大的决策风险。 在实际应用中，补贴制和配额制并不是“水火不相容”，各利益主体之间的关系也不是一成不变，没有什么不可调和的矛盾。以美国为例，联邦层面有风电、光伏的税收优惠，州层面自主设立配额制，部分州还对新能源提供额外的扶持（税收优惠、启动资金、低息贷款等），这是对补贴和配额制的灵活应用。新能源的扶持政策应秉持务实的原则，应灵活变通，不应对哪项政策“盖棺定论”，固守“孰优孰劣”的简单判断。 新能源补贴不仅作用于发电侧，它引导的是对新能源电力从生产到运输再到使用整条产业链的组织方式。中国对新能源的补贴，更准确地讲，是一种固定电价制度。新能源上网标杆电价与本地脱硫煤电标杆电价的差值，为度电补贴的强度，而强度大的地方多是新能源资源丰富的地方。以风电为例，在“三北”风资源富集地区，虽然风电的标杆电价较低，但由于这些地区多是煤炭资源丰富的地区，其火电标杆电价同样较低，两者的价差一般高于风资源贫瘠的其他地区。作为经济杠杆，这样的补贴价格结构理应带动新能源从集中开发到远距离输送再到异地消纳一整条产业链的全面发展，但现实中却止于第一环节——集中开发后即面临窝电。这是因为单以发电侧的价格激励无法突破中国源网规划欠协调、省间电力交易壁垒等边界条件的约束。需求侧责任的缺失，尤其是以配额制引导的各省（区、市）消纳责任的缺失，使发电侧的补贴成为“一厢情愿”，无法兑现其政策初衷。 常年的补贴养成利益集团和政策惯性，造成“管制俘获”，给政策的转轨带来巨大困难。配额制的每一次酝酿，都要面对巨大的争议和利益主体间的激烈博弈。今年，国家能源局对配额制多次征求意见，比较各版本间的关键差别，即可察觉出利益主体对政策走向的巨大影响： 一、在第一版的基础上，第二、第三版规定由各省自主提出本省可再生能源电力配额指标建议，并由国务院能源主管部门评估后下达。此设置降低了从国家层面强制摊派配额的力度，减小了打破省间壁垒的可能，同时增加了对全国进行总量控制的难度，进而可能影响到配额制的整体经济效益。 二、第一版中“可再生能源电力证书”与“绿证”两个概念分立，体现出政策制定者欲保证配额制独立性的初衷；第二版取消“证书”概念，规定将绿证作为可再生能源电力生产、消纳、交易以及配额监测、核算考核的计量单位，并提出可再生能源补贴资金按等额替代原则扣减其绿证交易收益，此设置有衔接配额制和补贴的作用；第三版则大量删减了第二版中对“绿证交易”的相关表述，仅提出配额随电力交易的“转让”和“绿证对应的可再生能源电量等量记为配额完成量”，如此将本应自成体系的行业公共政策“降格”为电力调度交易的附属操作，将极大限制配额及其交易产生有效价格信号的可能。 三、第二版提出“配额补偿金”的概念，对其额度做了规定，并提出电网企业应将收缴的配额补偿金纳入国家可再生能源发展基金拨付资金一并使用；第三版则取消了这个“罚款”设置，虽然也提出了“联合惩戒”的监管手段，但其效力难及实际的经济处罚，对义务主体的威慑效果难免会打折扣。 3.2可再生能源的发展需要政策推动，但不是政治任务 从2006年《可再生能源法》规定可再生能源并网发电项目的上网电量由电网企业全额收购，到2009年开始对可再生能源执行固定上网电价，中国可再生能源“保量又保价”的政策体系基本建立。之后近十年，中国可再生能源装机增长举世瞩目，却也形成了区域间极不均衡的布局，整体与用电负荷呈逆向分布，弃电率高企。加上远距离输电能力不足、省间电力交易存在壁垒等限制，部分地区明显已突破成本效益判据的边界，却依旧深陷“边建边弃”的怪圈。近些年政策逐渐转向，补贴拖欠、电量放开、竞争性配置、平价上网，曾经被“高高举起”的可再生能源，如今要经得起“重重摔下”的考验。 反思其间历程，“保障性收购”与“固定上网电价”的政策组合旨在促进新能源发电技术跨过初期的成本门槛。然而技术进步、成本下降，政策却未及时调整，就会让新能源企业形成对政府扶持依赖，缺乏竞争意识。国内经济放缓后，恰逢发电项目审批权下放，部分地区借节能减排、绿色环保之势将可再生能源推上道德高台，固守“保量又保价”的政策承诺以推动电力企业投资新项目，拉动地方经济增长。有学者通过实证分析[6]得出，“集群效应”和“政策支持力度”是影响我国风电投资区域选择最显著的因素，而“电力需求”因素却没有显著影响。但是好景不长，随着国家政策的调整和发电装机的整体过剩，部分地区可再生能源“量价齐跌”，新疆、甘肃、宁夏的部分地区至今不能落实“最低保障收购年利用小时数”。“保量又保价”最终沦为空想。 可再生能源的发展应该是政策推动，而不是政治任务。一方面，国家能源体制、电力体制的变革需要多目标协同发展，诸多考量如保安全、保民生等的政治序位都排在绿色低碳之前，而可再生能源也只是实现绿色低碳的途径之一。另一方面，可再生能源政策是能源政策领域的“必修课”，将一项必要的政策实践上升到政治任务的高度，反而容易让政府和行业在本应理性的决策中“头脑发热”。
|
