最近以來，一度沉寂的“可再生能源配額制”話題重新成為一些中國專家和媒體的話題，有專家認為可再生能源配額制的實施，可望為可再生能源發展注入新的活力。說起來，為大力推動和鼓勵可再生能源的發展，世界上已經大約100個國家出臺了上網電價補貼（feed-in tariff，簡稱FiT），但只有大約25個國家實施了不同形式的可再生能源配額制。相對于美國的成功經驗，印度實施“可再生能源購買義務”（Renewable Purchase Obligation，簡稱RPO）的經驗教訓更值得同屬發展中新興經濟體的中國關注和借鑒。 

　　2003年《電力法》（Electricity Act）是印度可再生能源發電（包括太陽能、風電、生物質發電和裝機小于25兆瓦的水電）配額制度的最基本法律依據。該法律第86條規定各邦的電力監管委員會有權“規定在某一供電區域內從可再生能源購電比例”（specify, for purchase of electricity from renewable energy sources, a percentage of the total consumption of electricity in the area of a distribution licensee）。2006年1月印度政府電力部頒布的《電價政策》（Tariff Policy）文件中對電力法中的原則規定進行了細化，要求各邦電監會依據電力法在2006年4月之前推出可再生能源（包括）配額，具體配額比例的設置要考慮可用資源以及對消費者最終電價的影響。 

　　在RPO機制下，配電公司、直購電用戶、自發電用戶應從本地可再生能源發電商那里直接購電，也可以在可再生能源交易市場上購買來自其他邦的“可再生能源證書”（Renewable Energy Certificates，簡稱REC），來滿足RPO的法定義務。REC是印度政府設計的一項以市場機制鼓勵可再生能源發電的一項措施，與上網補貼電價FiT機制并行。也就是說，可再生能源發電商可以在FiT機制或者REC機制中間任選其一，但不能兩種兼得。如果選擇REC機制，那么可再生能源發電可以獲得與常規能源發電的上網相同的電價之外，還可獲得“可再生能源證書”（每1兆瓦時為1單位），進入可再生能源市場交易。為了保證REC的收益和購電者的利益，國家中央電監會為REC的交易價設定了上限和下限。太陽能發電每單位REC的上下限價區間為9300-13400盧比（相當于每度電15-22美分），而非太陽能可再生能源的上下限為1500-3300盧比（相當于每度電2.5-5.5美分）。 

　　迄今為止，除了錫金邦以外，印度轄下的28個地方邦的電監會根據本地的具體情況，針對區域內的配電公司、直購電用戶、自發電用戶陸續出臺了各自版本的RPO，對當年或未來幾年的配額作出規定，但沒有長期的規劃。此外，為配合2010年1月推出的全國太陽能計劃，印度政府2011年又對《電價政策》做了更新修正，要求各邦電監會對已有的RPO進行細化，專門出臺針對太陽能的RPO，初始最低要求達到0.25%，此后逐年提升（到2022年升至3%）。以2013年為例，可再生能源購買義務的配額比例最高的是北部水力資源豐富的喜馬偕爾邦，為10.25%（其中10%的非太陽能配額，0.25%太陽能配額），配額比例最低的是資源貧乏的東北部山地梅加拉亞邦，僅為1.1%（0.6%的非太陽能，0.5%的太陽能）。可以說，印度可再生能源配額各自為政，如果從全國范圍來看，將各邦所制定的可再生能源配額比例累計疊加，與印度聯邦政府發展可再生能源的政策承諾有一定距離。印度政府2008年發布的國家氣候變化行動計劃（National Action Plan on Climate Change）中提出2010財政年度來自可再生能源的購電比例達到5%，此后十年內以每年增加一個百分點的幅度逐年上升，到2020年達到15%。按照國家氣候變化行動計劃要求，2013年可再生能源達到8%的比例，但是各邦電監會制定的可再生能源配額比例總計僅為5.9%。 

　　2013年印度全國各邦總計的非太陽能配額為5.45%、太陽能配額為0.45%，而實際完成的水平分別為3.74%、0.08%。如果將所有實施了RPO的地方邦情況分別來看，約有 20個邦未能達標，其中有5個邦RPO達標率接近為零，特別是首都德里都幾乎交了白卷。這么多的地方邦配電公司RPO未能達標，原因大同小異：1）本地可再生能源資源不足，發電裝機也不夠，想買也沒有；2）本地可再生能源發電成本偏高，尤其是太陽能發電成本依然過高，企業和消費者負擔過重；3）REC市場由于有最低限價，特別是太陽能發電REC每度電高達15美分，大大高于政府的FiT補貼電價；4）由于REC只是一紙證書，就算買了而且滿足了RPO配額要求也不能解決本地缺電問題。簡而言之，在印度各邦配電公司面臨嚴重的財務虧損情況下，根本沒有去努力滿足RPO的動力，事實上也沒有購買REC的能力。目前，由于光伏成本的下降，而REC交易市場的限價依舊，已經基本處于有價無市的狀況，大量的可再生能源證書供應在市場上無人問津。 

　　印度可再生能源配額屬于法定義務，但是到目前為止配電公司購買可再生能源不達標甚至交了白卷并沒有收到實質的懲罰。其中的主要原因是2003年《電力法》雖然授權各邦電監會實施可再生能源配額制，但是卻沒有具體條款授權電監會在RPO未達標的情況下實施懲罰措施。但RPO畢竟是“法定“要求，所以各邦的配電公司也不甘當“老賴”，解套的方法也很簡單：向本地電監會提出申請取消太陽能配額、降低RPO配額、減免RPO或者推遲RPO達標的時間。如果未得到電監會準許，還可以向當地各級法院上訴，目前一些邦的RPO問題已經進入法律程序。 

　　綜上所述，雖然印度的可再生能源配額制的法律框架并輔以市場機制的思路有可取之處，但是RPO的具體實施基本上是不成功的，沒有達到推動可再生能源發展的初衷。即便是那些實現了RPO配額的地方邦，其成就也并非是RPO機制使然，而更多的是因為本地可再生能源發電的裝機水平。因此，印度政府考慮修改2003年《電力法》，引入一個全新的配額制度--“可再生能源生產義務”（renewable generation obligation），強制常規能源火電廠利用其場地安裝可再生能源發電機組，發電量至少達到常規能源的10%。印度新的生產側的可再生能源配額制何時推出、成敗與否，我們會繼續關注，但是這些年來印度實施的消費側可再生能源配額制的經驗教訓可以小結如下，供國內專家和決策者參考： 

　　1）可再生能源配額制不宜各自為政，應有全國的整體目標，然后自上而下的分解，保證可再生能源發展目標的可行性，和相關國際承諾的權威性。 

　　2）應考慮可再生能源配額制出臺的時機，最好在跨區大規?？稍偕茉窗l電外輸的堅強智能電網形成之后，讓可再生能源市場上的金融交易可以“交割”。 

　　3）可再生能源配額制度要有長期性、穩定性，而不是每年或每幾年重新設置配額比例，使消費者、電力企業、可再生能源投資商對配額的比例及其趨勢“十年早知道”，有心理和財務上的承受能力。 

　　4）厘清可再生能源配額制與其他激勵機制之間的關系，形成合理的良性互動，并隨著技術和市場條件的變化有所調整，慎設市場交易價的“上限”或“下限”。 

　　5）從消費者的角度看，凡屬可再生能源便一視同仁，不宜在需求側設置某一類可再生能源（如太陽能）專門配額。如果國家政策意在推動某一種可再生能源新技術的規模發展，可考慮在生產側實施“可再生能源生產配額”。 

　　6）最后，可再生能源配額制的成功與否，不在于法律體系表面上是否完備，而在于政策措施是否到位和監管的力度。既要有“胡羅卜”激勵滿足配額的企業或用戶，更要有“大棒”懲罰那些不達標的企業或用戶，不能讓奉公守法戶吃虧，不讓“老賴”鉆法律空子。 

【無所不能特約作者，翟永平,中國人民大學重陽金融研究院客座研究員】