其次探索非水可再生能源發(fā)電配額考核制度和綠色證書交易機制。目前該政策尚處于征求意見階段，核心思路是燃煤火電機組將承擔可再生能源發(fā)電量配額責任，具體指標是到2020年非水可再生能源發(fā)電量與其煤電發(fā)電量的比重不低于15%。

　　發(fā)電配額和綠色證書是變革性的政策機制，如得以建立和實施，將會有效降低可再生能源電價補貼需求，加快可再生能源發(fā)電差額或定額補貼降低速度，提前實現(xiàn)可再生能源與煤電平價，進入到可再生能源收益來源為市場化電價和市場化收益（即綠色證書收入）二者相結合模式，實現(xiàn)補貼完全退出。此外，通過市場化的交易，讓可再生能源利用邊際成本低的優(yōu)勢實現(xiàn)優(yōu)先上網(wǎng)，實現(xiàn)可再生能源發(fā)電完全參與電力市場。

　　三是落實可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度。全額保障性收購管理制度主要目的是緩解當前日益嚴重的可再生能源限電問題，其次將可再生能源發(fā)電劃分為保障性收購電量和市場交易電量。對前者，電網(wǎng)企業(yè)需要按照國家制定的電價水平無條件收購，對后者，鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)以多種方式探索電力市場化交易。

　　此外，變革可再生能源電力定價機制。隨著電力市場改革逐步推進，未來實現(xiàn)市場化電力定價機制，建立公平、公開、靈活的電力市場調(diào)度機制，以可再生能源標桿電價和燃煤標桿電價為基礎的差額補貼形式將會逐步轉變?yōu)榭稍偕�能源市場定價為基礎的補貼形式。這里需要著重考慮幾個問題，一是補貼資金總量的控制，即保證充足合理的補貼資金需求，二是提高補貼資金使用效率，合理分配、對不同發(fā)展階段可再生能源技術實行不同電價政策，三是補貼方式的創(chuàng)新，加強市場引導，多種政策相協(xié)調(diào)。

　　具體建議是：配合電力體制改革進程，實施可再生能源標桿電價與煤電電價脫鉤，以減輕燃煤標桿電價波動對可再生能源補貼資金造成的影響，即將現(xiàn)行的“煤電標桿電價+差額補貼”政策調(diào)整為“煤電標桿電價/市場電價+溢價定額補貼”政策，可以預期補貼資金需求總量，定額補貼對優(yōu)化可再生能源發(fā)展布局、抑制局部地區(qū)可再生能源投資過熱也可起到一定作用；對處于不同發(fā)展階段的可再生能源技術，采用差別化電價政策。

　　對技術成熟、規(guī)�；�發(fā)展的可再生能源，先期實施定額補貼，并縮短電價或補貼水平調(diào)整周期，對前沿、處于示范推廣階段的可再生能源發(fā)電，繼續(xù)實施標桿電價機制，提供相對穩(wěn)定的投資環(huán)境，推動其商業(yè)化發(fā)展進程；逐步推進招標電價政策的實施，2016年我國對于除光伏扶貧外的集中式光伏電站采取招標定價機制，招標電價水平顯著下降，大型光伏電站開發(fā)變得有序，綜合實力強的開發(fā)企業(yè)總體在招標中勝出，從電價方面看，未來政府定價模式將全面轉為市場定價機制，對技術成熟、處于規(guī)模化發(fā)展階段的可再生能源項目采取招標方式發(fā)現(xiàn)成本和電價，可以及時反映成本，降低補貼水平。

　　（作者為國家發(fā)展改革委能源研究所研究員）

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