绿色能源革命背景下可再生能源发展的制度路径

田其云

摘要：可再生能源产业发展面临财政补贴困境和保障性收购制度困境。在绿色能源革命背景下，要引入民间资本解决可再生能源技术研发和开发利用的资金需求问题，提升可再生能源在能源结构中的比例，落实可再生能源总量目标，最重要的是要调整固定电价制度，以可再生能源配额制度重构《可再生能源法》，在可再生能源配额制的基础上设计可再生能源绿色证书交易机制。可以通过对化石能源发电商、电网企业、大型能源消费企业课以强制性配额义务，对投资可再生能源的企业进行绿色证书管理，在市场机制下培育可再生能源发展的活力。

关键词：可再生能源配额制;强制性配额义务;可再生能源绿色证书

中图分类号：D922.67文献标识码：A文章编号：1003-0751（2019）07-0089-06

能源包括煤炭、石油等不可再生的化石能源，以及生物质能、水能、太阳能、风能、海洋能等可再生的清洁能源。随着化石能源开发利用规模不断扩大、程度不断提高，其引发的环境问题逐渐引起人们反思。为了应对气候变化、治理大气污染，世界各国都在积极探索综合性能源政策，限制化石能源的开发利用，扶持清洁能源发展。①我国也在调整能源结构，大力发展清洁的可再生能源。《国家应对气候变化规划（2014—2020年）》提出，到2020年，风电、太阳能、生物质能发电装机将分别达到2亿千瓦、1亿千瓦、0.3亿千瓦。《可再生能源发展“十三五”规划》确定的可再生能源发电指标是，到2020年，全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦。与化石能源相比，可再生能源转化成电力的成本较高，市场竞争力较弱。比如，20世纪50年代后期，我国在沿海大量建设潮汐能发电站，随着化石能源发电的发展和电网向沿海地区覆盖，潮汐能发电设备简陋、技术落后、成本高的劣势日益凸显，大部分小型潮汐能发电站被废弃。②以清洁能源替代化石能源，这是一场旷日持久的绿色能源革命。不断提升可再生能源在能源结构中的比重，逐步以清洁能源取代化石能源，是绿色能源革命背景下国家能源发展的战略选择。

一、可再生能源产业发展的困境

1.财政补贴困境

可再生能源产业发展初期离不开国家的扶持。即使在市场经济发达的英国、美国，可再生能源规模化开发也获得了政策支持。③在我国，2005年《可再生能源法》规定国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等，支持可再生能源产业发展。国务院有关部门出台文件，对可再生能源合理运行和管理费用超出销售电价的部分，通过可再生能源电价附加给予适当补助。根据2012年财政部、国家发展改革委、国家能源局印发的《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，补助标准为每千瓦每年0.4万元。2016年国家发展改革委发布《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，将全国光伏发电价格、陆上风力发电价格按照资源区类型分别划分为三级价格、四级价格，高出部分由可再生能源发展基金补贴。这是国家能源发展戰略转型，以可再生能源逐步取代化石能源需要支付的成本。

以海洋能开发为例：2010年原国家海洋局发布《海洋可再生能源专项资金管理暂行办法》，对海洋能发展提供政策支持，设立专项资金支持海洋能资源调查和开发技术研发，资助潮汐能、波浪能、潮流能等海洋可再生能源发电技术研发项目，以“现金直补”方式支持海洋能试验与发展。潮汐能技术研发方面首先取得突破，1980年浙江温岭江厦潮汐电站并网运行，随后福建、浙江、山东等地有了潮汐能示范电站;波浪能、潮流能技术研发方面也获得初步成功，沿海各地都建立了一批示范试验电站。④但除了并网运行的江厦潮汐电站，其他海洋能示范试验电站项目一旦脱离国家海洋能专项资金的支持，就将面临如何生存的问题。笔者在浙江、山东等地考察海洋能发电的政策与法律保障机制时，注意到民间资本投入海洋能研发的意向与海洋能开发成本高之间存在矛盾。类似问题在其他可再生能源研发领域也存在。

我国《可再生能源法》第14条规定电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，这种建立在固定电价基础上的可再生能源保障性收购制度的实质是国家电网承担了风能、太阳能、水能、海洋能等可再生能源产业发展的高成本。前述并网运行的江厦潮汐电站就是在保障性收购制度下长期运营。随着可再生能源产业化进程加快，可再生能源占能源结构比重越来越大，所需资金成倍增加，政府面临严重的财政补贴危机。2014年我国可再生能源电价附加补贴资金缺口140亿元，到2017年突破1000亿元。⑤另外，在风能、太阳能等可再生能源产业加速发展的过程中，一些不考虑电网覆盖能力而盲目追求财政补贴的可再生能源产业出现“弃水弃风弃光”现象，到2018年，弃电量达到269亿千瓦时，弃电率达5.8%。⑥

2.制度困境

我国《可再生能源法》确立了可再生能源总量目标制度，但该法确立的固定电价制度并不能保障可再生能源总量目标制度得以落实。以海洋能为例，《海洋可再生能源发展“十三五”规划》明确了海洋能发展的总量目标，即到2020年，全国海洋能总装机规模超过5万千瓦，其中潮汐能总装机规模突破3万千瓦，潮流能总装机规模突破1万千瓦。按照《可再生能源法》规定的固定电价制度，电网覆盖下的江厦潮汐电站总装机容量3200千瓦，对其发电的保障性收购量只有规划目标的1/10。⑦其他海洋能发电站不在保障性收购电网覆盖之下，不适用《可再生能源法》的固定电价制度。我国有岛屿6500个，其中有人居住的岛屿430多个，由于其孤立的地理位置，无法实现电网覆盖，岛上军民用电紧张的问题比较突出。利用海上风能、太阳能、海洋能等可再生能源建设海岛微电网，可以实现多能互补，满足海岛上正常的电力能源消耗。⑧我国广东、福建、浙江、山东等沿海地区先后开展了大管岛、大万山岛、东澳岛、嵊山岛、斋堂岛、岱山岛、中央山岛等多能互补示范电站工程和电网系统工程建设，为海岛居民、海岛旅游、航标灯塔等提供电力，其中东澳岛多能互补分布式智能微电网示范工程使全岛可再生能源发电比例达到60%以上。⑨在示范工程引导下，全国各海岛开展微电网建设，其海上风能、太阳能、海洋能等可再生能源发电是实现国家可再生能源总量目标的重要支撑，但都在《可再生能源法》中固定电价制度的适用范围之外。在可再生能源保障性收购电网未能覆盖的偏远山区，微电网建设也在《可再生能源法》中固定电价制度的适用范围之外。从实践来看，《可再生能源法》中的固定电价制度从它产生那天起就为实现可再生能源产业发展的总量目标设置了制度困境。

二、配额制：绿色能源革命背景下

可再生能源制度变革趋势如何扩大可再生能源产业的利润来源，提升其市场竞争力？为解答这一问题，可以将可再生能源产业主体的成长分为三个阶段。其一，培育阶段。在这一阶段，国家支持可再生能源技术研发，资助小型示范试验项目。总装机400千瓦的长岛潮流能示范工程就是国家海洋能专项资金支持下的潮流能技术研发培育项目，培育成熟后再走向市场进行商品化开发。其二，成熟阶段。在这一阶段，国家通过财政补贴扶持可再生能源产业走向市场。财政补贴只是“扶持”而不是“包办”，国家不能代替可再生能源产业主体参与市场竞争，否则就会出现前文指出的补贴资金缺口越来越大，被补贴产业却“弃水弃风弃光”的现象。其三，发展壮大阶段。在这一阶段，可再生能源产业作为市场主体通过投资可再生能源技术研发，不断降低成本，提升利润空间。国家通过引入民间资本投资可再生能源产业，不断扩大其规模，实现规模效益和市场竞争优势地位，最终使可再生能源成为经济发展的能源基础。上述三个阶段构成可再生能源产业走向成熟的周期过程。从制度视角看，可再生能源配额制是保障可再生能源产业可持续发展，降低成本提升利润的市场机制。

1.可再生能源固定电价制与配额制之争

可再生能源配额制是指国家对可再生能源发电的市场份额作出强制性规定。配额制不是一种新的制度，一些开发利用可再生能源比较成功的国家都实行该制度。如英国、美国将配额制作为推动可再生能源发展的主要制度，在法律上予以确认。⑩我国学界对可再生能源配额制也有研究，21世纪初就有自然科学研究者从地理区域角度分析了可再生能源配额制在协调能源区域结构方面的重要意义。但《可再生能源法》并未充分考虑可再生能源的地理区域分布及能源消费差异特征，采取了一刀切式的固定电价制与保障性收购制。

2005年《可再生能源法》规定国家鼓励和支持可再生能源并网发电，电网企业全额收购可再生能源发电企业电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，可再生能源发电项目的上网电价由国务院价格主管部门统一制定。该规定延续了1995年《电力法》确立的固定电价制度，即电力生产企业的上网电价、电网之间的互供电价、电网销售电价等实行统一政策、统一定价。这种固定电价制对可再生能源发展早期是适宜的。在21世纪初的10年间，我国经济迅猛发展，2007年GDP增速达到114%。当时化石能源是经济增速的基础，可再生能源规模小，通过固定电价制保障可再生能源产业发展是有效的。从目前的情况来看，固定电价制只是为扶持可再生能源起步所作的制度妥协，而不是制度发展的必然。

2.可再生能源制度变革

《可再生能源法》实施两年后，固定电价制度难以保障可再生能源总量目标落实的困境開始显现，国家为落实总量目标，在不更改固定电价制度的情况下，对可再生能源发展制度进行变革。2007年《可再生能源中长期发展规划》明确提出以总量目标为基础，建立一些“具体应用制度”，包括引入强制性市场配额制，支持可再生能源发展。实践中，可再生能源配额制以强制性市场配额制的角色进入可再生能源发展领域，虽然还未获得《可再生能源法》认可，不能说是由固定电价制到配额制的革命，但至少是一种制度变革。对此，有学者从可再生能源电力政策改革的角度指出：“实行强制性市场配额政策可以通过控制配额保证可再生能源总量目标的实现，获得更高的社会福利。”

2001—2010年我国GDP增速为7.3%—11.4%，同期化石能源消费一直处于增长态势，特别是2003—2005年年均增速达到15.73%，2005年我国二氧化碳排放量首次超过美国。在这样的情势下，可再生能源配额制备受关注。2010年国务院发布《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》，明确提出实施新能源配额制。2012年《可再生能源发展“十二五”规划》进一步明确提出实施可再生能源电力配额制度，同时明确了促进可再生能源总量目标实现的相关制度、政策（如可再生能源发展目标考核制度、可再生能源补贴和财税金融政策），提出积极探索促进可再生能源电力发展的新机制等。2016年国家发展改革委、国家能源局印发的《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》提出，2020年可再生能源占能源消费总量的比重达到15%，2030年可再生能源发电量占全部发电量的比重力争达到50%，2050年提高到80%。2019年国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确了可再生能源配额制的具体实施机制，确定了各省份2018—2020年可再生能源电力消纳责任权重。可再生能源配额制以“可再生能源电力消纳责任权重”的形式落地，我国可再生能源制度变革基本完成。不过，此处的配额制与确定强制性配额义务主体和可再生能源绿色证书交易机制的配额制之间仍有差距。

3.绿色能源革命背景下的可再生能源配额制

虽然配额制在政策层面受到重视，但以配额制推进可再生能源发展仍面临《可再生能源法》中固定电价制度的阻碍。对现行《可再生能源法》修修补补不能从根本上解决问题，本文开头分析的可再生能源产业发展的困境就是不对固定电价制进行彻底变革的现实后果。可再生能源发展需要一场能源制度革命。党的十九大提出壮大节能环保产业、清洁生产产业、清洁能源产业，推进能源生产革命和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。这为绿色能源革命提供了契机。我国应彻底废除固定电价制，以配额制重构能源法律体系。

首先，尽快出台能源法。能源法的起草工作从2006年年初就已开始，2007年年底形成的《能源法（征求意见稿）》通过平面媒体和互联网等渠道予以公布，向社会各界广泛征集修改、完善的意见和建议，2008年年底《能源法（送审稿）》由国家发展改革委报送国务院。但迄今为止，能源法仍未出台。绿色能源革命需要一部综合性的能源法，其中明确规定可再生能源替代化石能源的国家能源战略，确立可再生能源优先准入原则，原则性地规定实现绿色能源革命的可再生能源配额制度。

其次，修改《可再生能源法》。以可再生能源配额制度为核心重构《可再生能源法》，强化发电企业、电网企业、能源消费企业发展可再生能源的责任，规定可再生能源强制性配额主体及其权利、义务与责任，通过可再生能源发展总量控制制度落实可再生能源配额义务，构建可再生能源绿色证书交易机制，确立可再生能源优先发展制度以及可再生能源投资、信贷、财税、价格、进出口等方面的正向激励制度，拓展可再生能源投融资渠道，吸引民间资本投资可再生能源产业。

最后，修订《电力法》。强化涉电企业发展可再生能源产业的责任，规定电力生产、输送、消费过程中企业的可再生能源发电及消费比例，明确其发展可再生能源的强制性义务。

三、基于配额制的可再生能源绿色证书

交易机制构建以可再生能源配额制重构《可再生能源法》的一项重要任务是建立可再生能源市场。相应地，如何提升可再生能源产业主体的市场竞争力？如何确定可再生能源强制性配额义务主体？这些都是需要深入研究的问题。笔者认为，应以构建可再生能源绿色证书交易机制为切入点，对可再生能源总量目标进行强制性的配额义务分配，义务主体为完成配额可以有两方面选择，即自主投资发展可再生能源或者购买可再生能源绿色证书。

1.强制性配额义务主体的确定

确立强制性配额义务主体是为了给可再生能源市场创建强制性买方。理论上讲，市场经济是法治经济，市场交易由市场主体在自由竞争或合意中完成，不存在强制性买方。但正因为市场经济是法治经济，所以市场主体也要依法履行社会责任。我国《环境保护法》确立了预防为主原则和损害担责原则。据此，引发环境问题的市场主体有防治环境污染的责任，这是其依法应承担的环境成本，具有强制性。市场主体可以通过投资技术研发以提高能源利用效率，进而减少环境问题及环境成本，这符合能源革命对提升能源效率的要求。市场主体通过发展清洁的可再生能源，使化石能源从市场上消减、被替代，这符合能源革命对从根本上预防环境问题的要求。在目前可再生能源生产成本高于化石能源生产成本的现实条件下，有效的制度设计是让市场主体承担的强制性环境成本中的一部分转化为发展可再生能源的强制性配额。假设化石能源发电企业的强制性配额比例是5%，其总成本可简单表述为：企业的总成本=（化石能源发电成本+强制性环境成本）×（1-5%）+可再生能源强制性配额的发电成本。在总成本不变的情况下逐步以可再生能源替代化石能源，强制性配额义务并不影响市场主体的公平竞争。涉及化石能源发电的生产、销售、消费等环节的市场主体都有义务支持可再生能源发展，都应承担发展可再生能源的强制性义务。归纳起来，可再生能源强制性配额义务主体包括以下三类。

第一，化石能源发电商。在我国，电力领域最主要的发电企业仍是大型火力发电等化石能源发电企业，这些企业具有明显的资金优势和技术优势，所造成的環境污染问题也很严重，依法应承担强制性的环境成本。《可再生能源法》应当对化石能源发电商课以强制性配额义务，规定其在总发电量中必须有一定比例的可再生能源发电量。

第二，电网企业。电网企业作为电力上网、输送、供电的市场主体，在实施可再生能源配额制的发达国家通常被设定为配额义务主体。比如，早在2000年，澳大利亚《可再生能源法案》就规定了强制性的可再生能源目标，对相关电力批发商课以购买一定比例可再生能源电力的法定义务。我国《可再生能源法》第14条也明确规定了电网企业对可再生能源发电的保障性收购义务。笔者提出废除固定电价制，并不是要彻底否定电网企业的保障性收购义务，而是主张在配额制基础上确定电网企业的可再生能源强制性配额义务。电网企业对可再生能源发电的保障性收购受电网建设限制，当电网输电能力较小时，可再生能源发电上网不足，会导致弃电现象。前文所述的“弃水弃风弃光”现象就与电网建设不足有一定关系。电网企业的可再生能源强制性配额义务不受电网建设限制，电网企业未完成配额时将承担责任，不能以电网建设不足为由免责。从能源消费公平的角度看，偏远地区虽然人口少、电网建设水平低甚至无电网覆盖，但当地居民仍享有公平消费能源的权利。我国《电力法》第47条规定，农民生活用电与当地城镇居民生活用电应当逐步实行相同的电价。对偏远地区而言，如果电网企业进行电网全覆盖的技术难度大、成本高、运行风险大，当地可以利用风能、太阳能、水能、海洋能等可再生能源，建设各具特色的微电网以供应当地经济与生活用电;电网企业通过完成可再生能源强制性配额义务，购买当地微电网的可再生能源绿色证书，从而实现偏远地区能源消费公平。我国远离大陆的海岛以及西藏、青海、新疆、甘肃、四川、云南等省（区）的高原高寒地区，可以因地制宜建设海岛微电网以及风力发电、光伏发电、水力发电、槽式太阳能集热器、储热系统、储电装置、集成控制系统等可再生能源与储能集成供能系统，实现多种可再生能源的高效利用。电网企业通过购买可再生能源绿色证书，推动海岛及高原高寒地区可再生能源发展。因此，将电网企业规定为可再生能源强制性配额义务主体具有合理性和必要性。

第三，大型能源消费企业。绿色能源消费革命也是绿色能源革命的一项内容。一些大型能源消费企业长期消费大量化石能源，造成严重的环境问题，对其规定一定比例的可再生能源消费是环境成本的体现。因此，可以考虑对大型能源消费企业课以消费一定比例的可再生能源发电量的强制性义务。这不仅符合绿色能源消费革命的要求，也是我国能源地理区域差异的客观要求。能源的生产供给地与消费地并不一致，经济发达的沿海地区在利用西部可再生能源电力的过程中必须承担一定的责任，这既有利于西部可再生能源的开发，又有利于全国能源结构的优化和能源的可持续利用。

2.配额目标的确定

在发电总量中规定可再生能源发电的最低配置额度。可再生能源配额总量目标应以国家可再生能源发展规划中的目标为依据，将规划中的可再生能源总量目标作为最低标准，每年定期、适时予以调整。综合考虑可再生能源的地理区域分布、发电、输电、供电等方面特征，国家能源局会同电力监管部门以省或跨省的区域为单位确定可再生能源配额总量及配额比例，并由国家能源局定期公布。为实施可再生能源逐步替代化石能源的国家能源战略，可再生能源配额总量和比例应呈现逐年增长的态势。

3.可再生能源绿色证书及其交易管理

假设总发电量是100千瓦时，其中可再生能源发电量占5%，则发电企业的总成本为：总成本=95千瓦时化石能源发电量成本+强制性环境成本+5千瓦时可再生能源发电量成本。“5千瓦时可再生能源发电量成本”可转化为“5千瓦时化石能源发电量成本+可再生能源绿色证书”。这种制度设计是将可再生能源发电成本高于化石能源发电成本的部分表达为可再生能源绿色证书，相当于化石能源发电的环境成本，实质上是可再生能源因其良好的环境效益而产生的价值。对可再生能源发电商而言，可再生能源绿色证书是在一个明确的时限内，一个标准量的可再生能源发电量被生产并输配上电网的可交易凭证。可再生能源绿色证书将可再生能源发电高于化石能源发电的成本进行转移，打造化石能源发电企业与可再生能源发电企业的公平竞争地位。在市场竞争中，可再生能源产业逐步走向成熟。

可再生能源绿色证书让民间资本找到了投资可再生能源的利润空间。可再生能源发电企业每发出一个单位的电量就会获得政府核发的一个绿色证书，并可以在可再生能源绿色证书交易市场上出售。民间资本投入可再生能源技术研发或可再生能源产业，就可以依据与可再生能源发电企业达成的投资协议，获得可再生能源绿色证书。可再生能源绿色证书为可再生能源发电企业以及投资可再生能源技术研发和产业发展的民间资本增加了收入来源，通过激励可再生能源发电进而影响发电量，促进可再生能源发电供给增加和规模化发展。随着民间资本的进入，可再生能源产业终将发展壮大。

很多国家都依托可再生能源配额制推行绿色证书交易。比如，韩国持有可再生能源证书的发电企业可以将证书转让给承担强制性配额义务的发电企业，实现环境价值。我国建立可再生能源绿色证书交易市场，可由国家能源局统一确定全国可再生能源绿色证书总量和发放原则，发放对象包括投资可再生能源技术研发者、可再生能源开发企业、投融资可再生能源的民营企业等，从而为可再生能源绿色证书市场交易打造卖方主体。可再生能源绿色证书是可再生能源强制性配额义务主体的配额完成凭证，也是超额完成配额的义务主体或其他投融资主体对可再生能源进行投融资的一种资金产权凭证。国家能源局负责绿色证书的颁发、登记和注销，监督绿色证书的使用和交易。国家能源局会同其他有关部门，依托全国可再生能源信息管理系统，组织建立可再生能源绿色证书登记及交易平台。可以借助于全国电力市场交易平台进行可再生能源绿色证书交易。对超额完成可再生能源配额的企业予以奖励，如由国家能源局授予“可再生能源绿色企业”荣誉称号或绿色标识，并给予优惠政策，引导强制性配额义务主体利用其资金和技术优势参与可再生能源投融资活动。对完不成可再生能源强制性配额义务的企业采用惩罚机制，罚款投入国家可再生能源研究和开发利用项目以及专项基金储备中。

注释

①美国、德国、日本等国家的可再生能源政策取向與其能源低碳转型、应对气候变化的战略密切相关。参见张兴平、刘文峰：《典型国家可再生能源政策演变研究》，《电网与清洁能源》2018年第10期。②参见刘子铭、李东辉：《国内海洋能发电技术发展研究及合理建议》，《化工自动化及仪表》2015年第9期。③参见吕薇：《可再生能源发展机制与政策》，中国财政经济出版社，2008年，第153页;郭祥冰、廖世忠、郭力群：《美国促进可再生能源发展的政策和实践——赴美考察调研报道》，《能源与环境》2004年第4期。④参见张文亮、虞子婧：《浅谈天津海洋能的开发利用》，《第一届中国海洋可再生能源发展年会暨论坛论文集》，海洋出版社，2012年，第509页。⑤北京大学国家发展研究院能源安全与国家发展研究中心、中国人民大学经济学院能源经济系联合课题组：《关于中国风电和光伏发电补贴缺口和大比例弃电问题的研究》，《国际经济评论》2018年第4期;曹炜：《可再生能源配额制建构中的地方政府消纳义务》，《地方立法研究》2019年第2期。⑥参见张翔、陈政、马子明等：《适应可再生能源配额制的电力市场交易体系研究》，《电网技术》2019年6月28日。⑦参见马龙、陈刚、兰丽茜：《浅析我国海洋能合理化开发利用的若干关键问题及发展策略》，《第一届中国海洋可再生能源发展年会暨论坛论文集》，海洋出版社，2012年，第466—467页。⑧参见郭黎晖：《孤网海岛能源解决方案的初步探讨》，《水电站设计》2015年第2期。⑨参见吴亚楠、吴国伟、武贺等：《海岛海洋能应用需求和发展建议探讨》，《海洋开发与管理》2017年第9期。⑩参见李艳芳、张牧君：《论我国可再生能源配额制的建立——以落实我国〈可再生能源法〉的规定为视角》，《政治与法律》2011年第11期。参见吴文建、任玉珑、史乐峰：《基于电力供应链收益的可再生能源政策比较》，《中国人口·资源与环境》2013年第3期。参见李俊江、王宁：《中国能源转型及路径选择》，《行政管理改革》2019年第5期。我国《环境保护法》第5条规定：环境保护坚持保护优先、预防为主、综合治理、公众参与、损害担责的原则。参见周少鹏、谢旭轩、任东明等：《澳大利亚可再生能源配额制及对我国的启示》，《中国能源》2012年第2期。参见孙雯雯、徐玉杰等：《高原高寒地区可再生能源与储能集成供能系统研究》，《储能科学与技术》2019年第4期。参见樊杰、孙威、任东明：《基于可再生能源配额制的东部沿海地区能源结构优化问题探讨》，《自然资源学报》2003年第4期。《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能〔2016〕54号）提出：根据全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的要求，2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。参见王乾坤、李琼慧、谢国辉：《美国加州可再生能源配额制及对我国的启示》，《中外能源》2012年第9期。参见苏建华：《能源“双控”目标下的可再生能源配额制——市场配置起决定性作用的有效机制》，《冶金能源》2014年第4期。[韩]李宗永、尹基峰：《新能源配额制度研究》，《环境法研究》2013年第1期。我国在国家电网公司成立了电力交易中心，搭建了全国性的电力交易平台。参见王仲颖、任东明、高虎等：《可再生能源规模化发展战略与支持政策研究》，中国经济出版社，2012年，第217页。

责任编辑：邓林