本次可再生能源法修改的主要目的是依法保障可再生能源高质量发展。高质量发展主要体现在可再生能源要以合理的规模持续健康发展，安全可靠有序替代化石能源，在实现“双碳”目标中发挥主力军作用。可再生能源发电全额保障性收购制度作为现行可再生能源法的核心制度，在可再生能源发展初期发挥了至关重要的作用。然而，随着可再生能源装机占比显著提高、发电量快速增长，全额保障性收购制度面临的挑战越来越多、执行成本越来越高、难度越来越大，“全额保障性收购”已经不堪重负、名不副实。
此外，虽然可再生能源参与电力市场已是大势所趋，2024年集中式风电、光伏参与市场的电量占比已超过55%，但是由于大量边际成本接近为零的可再生能源参与市场交易，价格持续走低，可再生能源入市后的发电收益，特别是光伏项目的发电收益难以有效保障，风险不断攀升，造成可再生能源新增装机规模和投资意愿已经开始受到负面影响。因此，积极稳妥修改全额保障性收购制度，合理设计可再生能源入市保障机制，依法保障可再生能源发电合理收益，稳定可再生能源发展预期，已成为可再生能源法修改的当务之急。
全额保障性收购制度已不适应可再生能源发展形势
全额保障性收购制度的内涵已经发生重大变化。2016年起，国家发改委、国家能源局出台的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》等一系列文件明确可再生能源发电全额保障性收购是指“电网企业（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”。自此，全额保障性收购制度已演变成保障性收购制度，从初期的全部“保价保量”收购演变成最低保障性收购小时数以内电量“保量保价”收购，保障小时以外电量参与市场化交易消纳。
保障性收购制度难以实现资源优化配置。随着可再生能源发电成本的快速下降，全国大部分地区的风电、光伏发电成本已经低于当地煤电的标杆电价，但绝大部分地区的保障性收购价格仍为煤电标杆电价，很多地方保障小时数也没有随着发电成本的下降及时调整，导致发电端存在“超额利润”，大家都盯着这块“唐僧肉”，可再生能源产能规模无序扩张，“路条寻租”“产业投资配套”等乱象频发，可再生能源开发非技术成本不断攀升。可再生能源虽然实现了“平价上网”，但无法做到“平价利用”，为消纳可再生能源增加的电力系统调节成本尚未公平合理地进行分摊，这将有可能引发电力系统灵活性资源供给不足，进而影响电网安全稳定运行。
可再生能源“裸进”电力市场不可行。从国际经验来看，随着可再生能源发电逐渐成为主体电源，电能量市场收入会逐步降低，相应地体现容量价值和绿色价值的市场收入应逐步提高，仅靠电能量市场收入难以回收可再生能源投资成本。从国内实践来看，可再生能源电力的绿色价值实现机制尚不健全，而体现电能量价值的可再生能源交易电价在部分省份的现货市场逐渐走低已经是不争事实；再加上不少地区对不同装机年份、单位投资成本差异巨大的风电光伏等可再生能源发电项目等同对待，无差别推向电力市场，可再生能源发电企业收益受到极大影响、发展预期急剧下降，最终影响“双碳”目标的实现进程。
政府授权差价合约是全面入市背景下保障可再生能源合理收益的有效机制
政府授权差价合约制度是在可再生能源全面参与电力市场大背景下，政府鼓励可再生能源长期投资的支持政策。该制度的关键要素包括长期合约、竞配形成合约价格、合约的差价资金由一定范围内电力用户分摊承担、现货市场超过一定时间连续负电价时差价费用不予结算等。该制度有利于稳定市场预期、降低投资风险和融资成本，实现投资者、电力用户和政府共同承担市场风险，在许多国家已有较长时间的实践经验，发挥了推动可再生能源持续健康发展的核心作用，并展示出四点优势：
一是合约的长时效、强制入市、稳定价格三重因素推进可再生能源入市，保障了可再生能源的合理开发收益。例如英国的政策评估研究显示，实施政府授权差价合约制度后，可再生能源项目融资成本显著下降，部分项目投资决策要求的门槛回报率下降达到两个百分点。
二是政府可通过分批、分技术类型的竞争性招标方式控制总拍卖量上下限、资金池上下限甚至中标价范围，使其既能衔接可再生能源发展规划目标，又能合理控制电价上涨幅度和政府财政投入。
三是政府可根据可再生能源参与市场每年结算的差价资金情况，判断各可再生能源项目的市场价值，引导新增可再生能源在不同区域的合理建设规模。例如，对于市场结算价格较低，需要大量差价资金补偿的区域，应当适当控制新建规模。
四是政府在电力市场现货价格过高时回收可再生能源的超额收益，可降低用户用电成本，甚至作为财政预算的灵活工具参与宏观调控。例如，英国的这部分超额收入在应对俄乌冲突导致的电力危机中发挥了重要作用。
设计适应中国国情的政府授权差价合约制度
国家发改委和国家能源局联合发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，2030年新能源全面参与市场交易。笔者结合我国“以省 （区、市）/区域市场为主体，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行”的电力市场架构特点，区分存量项目和增量项目，提出我国政府授权差价合约制度设计的初步思考。
一是新建集中式风电、光伏并网发电项目原则上全部参与电力市场交易；分布式并网发电项目、其他可再生能源并网发电项目和存量可再生能源发电项目是否参与省内/区域电力市场交易由各省确定；参与跨省跨区市场交易的范围由国家确定。
二是新建可再生能源并网发电项目给予政府授权差价合约保障的规模要基于落实“双碳”目标的进程进行调控；存量可再生能源发电项目可以选择签订政府授权差价合约，也可以选择保障性收购。
三是新建项目差价合约的执行价格原则上通过竞拍方式确定；存量项目差价合约的执行价格可以按照政府批复价格来执行或双方协商确定。
四是差价合约的期限可以根据情况考虑10—25年；参与省内或区域电力市场交易的合约差价费用由省内工商业用户分摊；参与跨省跨区交易的合约差价费用分摊由国家统筹安排。
五是现货市场若较长时间连续出现零电价或负电价，则合约的差价费用不予结算。
政府授权差价合约制度是具有国际实践经验的重要政策工具，但在我国还是新鲜事物，需要在借鉴国际经验的基础上，结合我国国情深入开展理论研究，综合运用定性分析方法和定量模型工具设计总体方案、控制市场风险，并选取若干省份电力市场开展试点，发现问题、总结经验，完善设计，推动其与可再生能源电力消纳保障机制、绿色电力证书制度形成政策合力。上述见解希望与同行一起深入研究，为推动中国可再生能源高质量发展贡献力量。
（欢迎社会各界人士就修法提出宝贵意见和建议，联系邮箱kzsnyfxd@163.com。）
文丨张达 许庆宇 周颖 姜楠，张达系清华大学能源环境经济研究所长聘副教授；许庆宇系清华大学电机系博士后；周颖系清华大学能源环境经济研究所博士后；姜楠系清华大学能源互联网创新研究院助理研究员
