伴随着我国可再生能源迅猛发展，配额制不止一次被热烈讨论过。配额制之所以在我国讨论了十多年都没有实施，是因为它不是单一的政策，而是涉及整个体系的设计，包括下一步绿色电力交易如何开展等，都需要仔细考量。更重要的是，引入配额制需要政府下决心。

　　我国第一次提出引入配额制，是在2005年《可再生能源法》起草过程中，主要是围绕引入配额制还是固定上网电价展开讨论。当时需要解决的问题是可再生能源规模小、发展水平低、成本高、缺乏竞争、制造基础薄弱，对应的发展需求是要快速推进规模化、做大可再生能源、形成自主制造能力，这也是国家随后提出建设千万千瓦级风电基地、提高风机国产化率等要求的原因。

　　2009年修订《可再生能源法》后，我国第二次提出引入配额制。当时，可再生能源初步实现了规模化发展，数量上做大了，但却开始面临如何提高发展效益、如何做好的问题，并且，并网消纳问题开始显露。《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》就提出，要落实全额保障性收购制度。怎么落实呢？《决定》中明确提出要通过实施新能源配额制来落实。

　　国家能源局2010年3月完成了《可再生能源发电配额和电网保障性收购管理办法及说明》，此后完成了《可再生能源发电配额考核办法》（初稿），也多轮征求了各方面的意见，由于主管部门内部争议较多，2016年2月，国家能源局最终发布的不是大家期望的那个配额管理办法，而是《关于可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，里面也明确提出了各行政区消纳非水可再生能源电力的比重目标。

　　当前，可再生能源再次面临新的挑战，比如说经济进入新常态、电力需求放缓，可再生能源并网消纳问题不但没有解决，范围还在扩大，还有就是补贴资金不足。所以，现在我们需要第三次讨论是否引入配额制问题。按照国际通行的系统框架，配额制需以立法为制度基础进行设计，包括哪些是合格技术、义务承担者是谁、配额义务怎么分摊、谁来监管等内容。另外，国际上引入配额制的同时，一般还需要同时引入绿色电力交易系统。我国在设计配额制时可以参考国际上的一般做法，但同时应体现自己的国情特点。

　　关于制度基础，目前可以作为我国配额制制度基础的文件包括《可再生能源法》及修正案、《可再生能源中长期发展规划》、《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》等。此外，《可再生能源发展“十二五”规划》明确提出要实施可再生能源配额制度。《可再生能源发展“十三五”规划》提出了四项保障措施，包括建立可再生能源开发利用目标导向的管理体系、建立可再生能源发电全额保障性收购制度、建立可再生能源绿色证书交易机制、加强可再生能源监管工作等，也体现了将在“十三五”期间实施配额制度。

　　关于义务承担主体，目前争论较多。在国外成熟的市场化国家，配额义务承担主体是众多的公用事业。我国还是经济转型国家，电力市场化改革还没有完成，“有形的手”还发挥着重要作用。无论是以前解决可再生能源规模化问题，还是目前解决煤电去产能问题，对应的主体都是发电企业。我国有十多家权益装机容量超过500万千瓦的大型发电企业，可以考虑将这些企业作为配额义务主体。而解决并网问题对应的主体就是输电企业和地方政府；解决消纳问题对应的主体则是电力消费者和地方政府。

　　关于政策目标，已经非常明确，主要是为实现2020年非化石能源占一次能源消费比重达15%、2030年达20%的目标。根据这一战略要求，可以确定相应阶段的可再生能源发电目标，以此作为配额制的政策目标。在目标落实过程中，要考虑实施哪种指标分配方式更公平，有两种选择：一是全国统一的配额指标要求，比如说资源差、经济实力强的地区要负担更多的义务；二是各省区市实施不同的配额指标要求，这种设计会出现的一个问题是，中西部某些资源好但经济实力差的省区市将负担更多的义务。

　　关于合格的技术，中国更多时候是强调非水可再生能源。在弃水严重的情况下，比如西南去年弃水600多亿千瓦时，需要讨论是否将水电纳入合格技术？目前个别西南省份正在做工作，希望将水电纳入配额制。另外就是2020年以后，如果海上风电、太阳能热发电、海洋能发电仍需电价补贴，配额制的技术范围是否可以不包括上述技术？这也需要讨论。

　　关于监管者，这是非常关键的，因为监管者的权威、监管的有效性将决定配额制的成败。因此，下一步如果引入配额制，如何强化国务院能源主管部门的权威性至关重要。 

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