完善我国可再生能源法律制度的几点建议(2)

完善我国可再生能源法律制度的几点建议

　　2 可再生能源全额保障性收购问题。
　　
　　2. 1 问题所在： 并网技术标准缺乏。
　　
　　《可再生能源法》第十四条第三款规定： “ 电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量，发电企业有义务配合电网企业保障电网安全”。此款规定了可再生能源并网发电项目必须符合并网技术标准，在保障电网安全的前提下，与电网企业签订并网协议，只在达到上述条件的，电网企业才会全额收购可再生能源发电项目的上网电量。在这些条件中，最为关键的就是并网技术标准的问题。
　　
　　当然，对于并网发电项目提出技术标准是保障电网安全的需要，可再生能源发电企业不应有例外，并且并网技术标准应当是强制性的国家标准，才能确保上网的可再生能源电力不会对电网构成威胁，以保障电网的安全，但是我国却没有这方面的国家强制性技术标准。以风电为例，2001 年前曾经就运行、检修、安全规程等制定过相关的技术标准，但其内容已远远不能适应当前风电大规模的开发需要，这意味着之前的这一技术标准已经过期。当下，关于风电的各项技术标准还没有形成完整的体系，很多关键性零部件的标准也还没有发布。这已经严重影响了可再生能源的发展空间，随之也影响了整个能源的供给。2011 年夏天，电荒问题再次引起关注，但实际上西部风能却未能“ 施展拳脚” ，没有强制性的并网技术性标准使得风能未能发挥其应有的利用率，也在客观上阻碍了风电行为的发展动力。

　　2. 2 解决对策。
　　
　　“ 全额收购主要是在电网覆盖范围内，发电企业与电网企业履行并网协议来解决［4］。” 法律中规定全额收购的是“ 符合并网技术标准” 的电力，由于并网技术标准的缺乏，电网企业可以理直气壮地以安全为由拒绝收购可再生能源电力，而可再生能源发电企业则无抗辩的理由，这就导致全额保障性收购制度难以落实。“ 国外风电发达国家都制定了严格的并网导则且强制执行。并网导则明确规定了风电场应具备的有功/无功功率调节能力、低电压穿越能力等性能指标。德国针对大规模风电并网制定了一系列的技术标准和规范，其要求高于国际电工委员会（ IEC） 的标准，对各种并网技术指标做出了明确规定，并通过可再生能源法等法律法规保障执行” ①。
　　
　　没有并网的技术性标准并不意味着我国现在没有制定标准的能力。笔者建议，由政府相关部门牵头，电网企业、发电企业、发电设备制造商等多方共同参与，尽快制定并网技术标准。标准的制定既要参照国际标准，也要考虑我国可再生能源产业现状，制定出符合我国可再生能源发展的国家强制性标准，同时，尽快出台全额保障性收购可再生能源的实施细则，以保障电力系统的安全性与整体经济性，为可再生能源的发展拓展空间。当然，还需要考虑的一个因素是，“ 随着我国电力市场化改革的不断深入，售电侧将逐步开放，电网企业全额收购义务的履行将面临经济上的挑战［5］”。
　　
　　3 可再生能源分类电价制度与费用补偿制度问题。
　　
　　3. 1 问题所在： 立法前瞻性不足。
　　
　　为了给可再生能源的发展提供更为有力的制度支撑，我国《可再生能源法》确立了分类电价制度与费用补偿制度。其中分类电价制度规定在了《可再生能源法》第十九条，根据这一法律条文，价格主管部门有权按照可再生能源类型和地区分别确定上网电价，根据制定的不同技术种类和不同地区可再生能源发电上网电价水平，确定价格的适用期限，调整办法等。目前我国适用的是国家发展和改革委员会于2006年1 月公布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，办法中规定了政府定价和政府指导价两种形式，并对各类可再生能源发电（ 风力发电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电和海洋能发电等） 的定价机制都做了具体的规定。随后2009 年国家发展和改革委员会又下发了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，对风电价格管理做了进一步的规定。2011 年12 月，国家发展和改革委员会又通过发改价格（ 2011） 2618 /2619 /2620 /2621 /2622 /2623 号提高了向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收可再生能源电价附加标准。而费用补偿制度的立法内容则包括了三个方面： 一是电价附加，电网企业依照上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿； 二是计入电网成本，规定在《可再生能源法》
　　
　　第21 条； 三是可再生能源发展基金，即如果电网企业不能通过销售电价回收的费用可以申请基金补助。
　　
　　立法上设置以上两项制度的初衷，不外是考虑可再生能源的自身特点。在我国，可再生能源资源地理分布不均，加之受技术和成本的制约，可再生能源的竞争力较低，尚处于弱势状态，在短时期内无法与传统的能源相抗衡，因此短时期内采用这种“ 一边倒式” 的利益趋向是有道理的。但从长远来看，未对此两项制度做弹性规定，则反映了立法的前瞻性不足。首先来分析分类电价制度，该制度强调政府对市场的干预，作为一种强制性措施，由政府制定可再生能源的价格，短期来看此种制度可以保证可再生能源的发展，但是长期来看这种制度破坏了市场竞争规律，扰乱了能源市场的公平竞争，因此分类电价制度只能作为可再生能源发展初期的临时性促进手段。“ 分类电价制度强调可再生能源项目本身的利润，在中国发电集团较为强势的情况下，会弱化企业提高科技水平、降低成本和竞争的意识，长远来看不符合电力体制深入改革引入竞争的目标，而且采用分类电价制度，政府需要准确估算项目的核算成本”［6］。就费用补偿制度而言，由电网企业全额收购符合要求的可再生能源的电量，而后电网企业又有费用补偿这一稳定的来源，这样会使可再生能源产业失去提高技术、改善管理、降低成本的动力。另外，立法前瞻性不足还体现在我国《可再生能源法》中的费用补偿制度仅仅针对电网企业，没有充分考虑到我国电力市场将不断开放，可再生能源发电企业会直接与大用户以及独立的售电企业进行交易的问题。
　　
　　3. 2 解          决对策。
　　
　　立法应当具有一定的前瞻性，否则随着时间的推移、经济的快速发展，法律制度很容易导致“ 朝令夕改” ，立法的稳定性受到冲击。实际上，此次《可再生能源法》的修改仅距该法出台四年，除了显示我国发展可再生能源的迫切心情，立法时某些制度的前瞻性不足则是被迫修改的主要原因。
　　
　　笔者建议，对我国《可再生能源法》中的分类电价制度与费用补偿制度进行“ 阶梯式” 立法，即结合我国可再生能源总量目标立法形式的明确，以总量目标的时间点或可再生能源发电量占全部发电量的不同比例为分界点，在不同的可再生能源发展阶段分别设计分类电价制度与费用补偿制度的不同内容，扶持可再生能源产业的快速发展与壮大，直至可再生能源的竞争力能够与传统能源相抗衡时，再依可再生能源的不同种类、逐步取消分类电价制度与费用补偿制度。以上的这一修改思路在《可再生能源法》中立法不宜过细，具体的可操作性内容与程序应当体现在各级别的可再生能源发展规划与发展目标中。