中国可再生能源配额制政策

中国可再生能源配额制政策

可行性研究

国家计委能源所可再生能源发展中心

李京京、庄幸、张正敏

任东明、彭芳春、梁志鹏、林宝

前 言 3

1 研究背景 ................................................................................................................................................. 6

1.1现阶段中国为什么要大力发展可再生能源 ................................................................................... 6 1.2中国可再生能源发展面临的主要障碍 ........................................................................................... 7

1.2.1 可再生能源发展中出现的主要问题 ................................................................................... 7 1.2.2 解决可再生能源发展问题面临的主要障碍 ....................................................................... 8 1.3 可再生能源发展需要制定新型的政策 .......................................................................................... 9

1.3.1 我国现行的可再生能源激励政策 ....................................................................................... 9 1.3.2 中国可再生能源的发展需要引入新的激励政策 ............................................................. 11 1.4 配额制政策的引入 ........................................................................................................................ 12

1.4.1 国际可再生能源政策的经验总结 ..................................................................................... 12 1.4.2 配额制政策的基本特征 ..................................................................................................... 19

2 中国引入配额制政策的可行性分析 ................................................................................................... 20

2.1 资源条件及资源开发技术条件评价 ............................................................................................ 20

2.1.1 太阳能资源及其开发利用 ............................................................................................... 21 2.1.2 风能资源及其开发利用 ................................................................................................... 22 2.1.3 地热能资源及其开发利用 ............................................................................................... 23 2.1.4 生物质能资源及其开发利用 ........................................................................................... 25 2.1.5 小水电资源及其开发利用 ............................................................................................... 31 2.3 中国实施配额制的政策条件 ........................................................................................................ 32

2.3.1 西部大开发为配额制政策的实施提供了良好机会 ....................................................... 32 2.3.2 电力体制改革为配额制法律化带来挑战和机遇 ........................................................... 33 2 ............................................................................................................................................................. 34

2.4.1 国际可再生能源发电立法的经验 ................................................................................... 34 2.4.2 中国可再生能源发电配额（RPS）立法的社会经济条件 ............................................ 40 2.4.3 中国可再生能源发电立法的工作基础 ........................................................................... 42 2.4.4 可再生能源发电立法的实现途径 ..................................................................................... 44 2.5 中国绿色证书交易系统建立的可行性 ........................................................................................ 46

2.5.1 绿色证书交易系统的概念和构成要素 ............................................................................. 46 2.5.2 绿色证书交易系统产生的国际背景 ............................................................................... 47 2.5.4 实施绿色证书交易系统的目的和作用 ........................................................................... 48 2.5.5 中国绿色证书交易市场潜力的评估 ............................................................................... 48 2.6 中国实施可再生能源配额制面临的障碍和风险 ........................................................................ 49

2.6.1 配额制实施面临的障碍 ..................................................................................................... 49 2.6.2 配额制实施面临的风险 ..................................................................................................... 50 2.7 配额制政策可行性研究的基本结论 ............................................................................................ 51 3 配额制政策框架的初步设计 ............................................................................................................... 53

3.1 确定实施配额制政策的目标 ........................................................................................................ 53 3.2 实施配额制政策的规则制定 ........................................................................................................ 54 3.3 实施配额制政策的时间安排 ........................................................................................................ 54 3.4 配额分摊方法的选择 .................................................................................................................... 54 3.5 RPS立法研究 .............................................................................................................................. 55 3.6 配额制激励政策体系的构造 ........................................................................................................ 56 3.7 配额制框架下市场运行机制的建立 ............................................................................................ 56 3.8 配额制政策（RPS）的示范 ......................................................................................................... 57

3.8.1 示范的作用 ....................................................................................................................... 57 3.8.2 示范省的选择 ................................................................................................................... 57 3.8.4 配额制政策示范框架的初步设计 ................................................................................... 58

3.9 地方政策和法规能力建设 .......................................................................................................... 58 4 配额制政策的初步研究 ....................................................................................................................... 60

4.1可再生能源未来发电方案的确定 ................................................................................................. 60

4.1.1 预测方案设定 ................................................................................................................... 60 4.1.2 可再生能源发电配额目标的确定 ................................................................................... 61 4.1.3 新增可再生能源发电能力与投资需求预测 ..................................................................... 63 4.3可再生能源发电成本和价格的变化趋势 ..................................................................................... 64

4.3.1 可再生能源发电成本和价格的计算方法选择 ............................................................... 64 4.3.2 可再生能源发电成本价格变化趋势模拟分析 ............................................................... 65 4.3.3 影响可再生能源发电成本和价格的因素分析 ............................................................... 68 4.4 绿色证书系统运行程序的初步设计 ............................................................................................ 69

4.4.1 绿色证书系统的交易步骤： ............................................................................................. 69 4.4.2 主要内容 ............................................................................................................................. 69

5 可再生能源配额制（RPS）研究展望 ................................................................................................ 70

5.1 配额制研究下一步的工作目标和主要内容 ................................................................................ 70 5.2 与配额制相关的配套政策研究 .................................................................................................... 70

5.2.1 特许权政策 ......................................................................................................................... 71 5.2.2 公共效益基金（PBF） ...................................................................................................... 71

参考文献 ....................................................................................................................................................... 73 附录-相关法律条款...................................................................................................................................... 75

前 言

自上个世纪70年代以来，由于矿物能源资源的有限性和全球环境压力的增加，世界上许多国家都提高了对可再生能源重要性的认识，并采取了一系列行动，出台了许多新的政策和措施，目的是加快可再生能源开发利用的速度，使其尽快在能源供应系统中发挥重要作用。

总结近些年来各国可再生能源的发展，其基本经验主要包括： 加强立法，从法律上保障可再生能源的发展。如美国一些州政府为了促进可再生能源的发展，制定了一些强制性法规，如可再生能源配额制（RPS）、系统效益收费（SBC）等，强制规定电力供应中可再生能源必须占有一定的比例。 制定规划，明确目标。如欧盟为了促进可再生能源的发展制定了“欧共体战略和执行计划白皮书”。提出了到2010年欧盟内部总的能源消费构成中可再生能源占12%的宏伟目标。 制定经济激励政策。包括财政补贴、税收减免和低息贷款等。 加强宣传。各国都把强化决策者对发展可再生能源的重大战略意义和在居民中普及可再生能源技术知识，增强可持续发展的观念和保护环境的意识放在十分重要的地位。

我们认为，在以上提到的国外所有发展可再生能源措施中，可再生能源配额制政策的实施效果比较明显，对我们有借鉴意义。可再生能源配额制政策是一个国家或者一个地区的政府用法律的形式对可再生能源发电的市场份额做出的强制性的规定。主要做法是以法律的形式规定在总电力供应量中必须有规定比例的电力来自可再生能源。其基本特征包括：其一，MMS政策是通过法律和法规的形式，保障在较长时期内实现可再生能源的量化发展目标，即保证可再生能源发电的市场需求；其二，MMS政策通过建立市场竞争机制达到最有效开发利用可再生能源资源的目的；其三，对于可再生能源发电高出常规电价的差价，应该采用社会分摊原则，即消费者分摊原则。谁消费谁分摊，多消费多分摊。充分体现出可再生能源发电产生的环境和社会价值。

配额制政策将对中国的可再生能源发展产生以下重要影响：第一，使中国可再生能源发展具有明确的发展目标。配额制政策最显著特征是确定明确的市场目标，并且用法律保障目标的实现。从而促使可再生能源扩大生产能力，增加技术研发投入，吸引更多有实力的公司投资于可再生能源领域。第二，配额制政策通过绿色证书交易的市场运行机制，体现可再生能源发电的增量成本使可再生能源电力产品的环境效益得到体现。第三，配额制将以社会分摊原则解决可再生能源电力与常规电力的差价分摊问题。按照我国目前的电力体制以及对可再生能源发电厂的规定，这个差价应由局部电网分摊。由于可再生能源的环境效益是全局性、全国性、甚至是全球性的，而体现环境和社会效益的差价却由电力公司局部负担，显然对可再生能源电力生产企业是不公平的。而配额制政策将消除差价分担上的不合理状态。第四，配额制可以使资源配置达到最优，以最低的社会总成本开发可再生能源。配额制政策的运行将采用绿色证书交易的市场竞争形式。在绿色证书交易的过程中，企业为了追求最大利润，将会选择最好的资源进行开发。这样，从宏观上看资源的开发利用将趋向于最优化。由于市场鼓励低成本生产，这促进了可再生能源发电成本的降低。第五，配额制政策还将为中国带来环境效益和社会效益。 我们认为，目前在中国引入配额制政策具有如下条件：第一，中国具备发展可再生能源的资源优势。中国有丰富的可再生能源资源，尤其是风能和太阳能开发潜力大。小水电的发展机遇也非常好，已处于世界领先地位。生物质能资源也相当丰富。另外，还

有数量巨大的城市垃圾的利用潜力。第二，西部大开发为配额制政策的实施提供了良好的机会。西部大开发政策是中国经济战略的调整。西部大开发中加强可再生能源的开发不仅对西部地区的环境保护有利，而且对全国的环境保护乃至全球的环境保护做出贡献。对第三，电力体制改革是推出配额制政策的良好机遇。目前中国正在推动以“厂网分开、竞价上网”为主要内容的电力体制改革。在改革中客观上要求对原有的电力体制和电力法进行修改和完善，这就为可再生能源发电配额政策在法律上得到认可提供了难得的机遇和挑战。

为了研究可再生能源配额制政策在中国实施的可能性，2000年4月，在美国能源基金会（EF）的资助下，国家计委能源研究所可再生能源发展中心开始了可再生能源配额制政策的可行性研究。该课题是美国能源基金会“中国可持续能源项目”中的可再生能源项目。在一年的研究过程中，课题组翻译了大量国外的相关文献，比较分析了国内外可再生能源发展政策的经验和教训，对可再生能源的发展趋势进行了预测分析并且在国内许多地区进行了调研，掌握了许多第一手材料。经过一年的努力，该研究已经取得了阶段性的成果。

在项目的研究过程中，我们始终得到了国家计委基础产业发展司节能和新能源处陈和平处长的指导和建议；同时也得到了国家环境保护局、清华大学、美国能源基金会美国资源解答中心等单位的大力支持与协助。在此，我们向宋朝义先生、陈和平先生、杨纪柯先生、倪维斗院士、道格拉斯·欧格先生、杨富强博士、托马斯·约翰森先生、简汉琳博士、怀瑞恩先生以及关心和支持配额制政策研究的各界同人表示衷心感谢。

中国可再生能源配额制政策

可行性研究课题组

2001.10.30

1 研究背景

1.1现阶段中国为什么要大力发展可再生能源

在中国，可再生能源是指除常规能源和大型水利发电之外的生物质能、风能、太阳能、小水电、地热能、海洋能和氢能等能源资源。与常规能源相比，可再生能源具有低碳、清洁和永不枯竭的特点。

中国需要大力发展可再生能源。其原因概括来说就是要满足可持续发展的要求。可持续发展包含的内容非常广泛，从能源利用角度说，就是要实现能源的可持续利用。可持续能源发展包括两个基本目标：一是要保证能源安全，二是要有利于环境的改善。由此可见，从保证能源安全和改善环境的基本目标出发，未来的能源发展在考虑能源供应的同时要注重能源供应的质量。

产业革命以后，能源已经成为全球经济与社会发展的基本动力，而矿物能源消费的迅速增长是造成环境恶化的主要因素。特别是近100年来，全球能源消耗平均以每年3%的速度递增。到1998年，全世界一次能源消耗量已超过121亿吨标准煤。随着全球绝大多数发展中国家工业化进程的加快，未来世界能源消耗仍将以3.0%的速度增长。由于能源的大量消耗，不仅大大加快了传统化石能源的耗竭速度，同时还排放出大量的SO2、CO2、NOx和烟尘，给生态环境造成极大破坏，使得地球变暖，自然灾害频繁，严重制约了全球经济的发展。由于可再生能源具有清洁无污染和取之不尽、用之不竭的特点，许多国家都将目光投向了这种能源形式。可以说，要实现能源的可持续利用，发展可再生的清洁能源是人类发展的必然选择。

从可再生能源发展的国际背景看，提高能源效率和开发利用可再生能源已经成为世界能源可持续发展战略的重要组成部分，可再生能源的开发利用，已经成为大多数发达国家和发展中国家21世纪能源发展的基本选择。经过多年的发展，可再生能源已经逐步开始在世界能源结构中占据不可或缺的地位，而且越来越受到各国政府和工业界的重视。1998年欧盟公布了能源战略白皮书，其中规定了到2050年，在欧盟成员国能源供应结构中，可再生能源将达到50%；美国在可再生能源的研究开发方面投资巨大，目前已有12个州制订了相关法律，以保证可再生能源的发电量达到一定比例；日本在有限的可再生能源资源条件下， 制定了一个在2010年达到以光伏发电为主的可再生能源发电量占总发电量3%的目标。部分发展中国家，如印度、印度尼西亚、巴西等，也把可再生能源发展作为本国能源战略的重要组成部分，制定了一系列鼓励可再生能源发展的激励政策，大力促进新能源和可再生能源的发展。例如，印度已经出台了一个促进可再生能源商业化的计划。计划在2012年实现可再生能源发电占全国总发电量的10%。同时计划4500个村庄(共1.8 万个无电村)在2010年前利用可再生能源发电实现电气化。1995年17.8%， 预计到2020年可再生能源比重将占到全世界总能源消费的16~20%，2050年将高达22~ 40%。

从可再生能源发展的国内背景来看：我国政府已经将可再生能源发展纳入了国家能源发展的基本政策之中，先后颁布了《中国21世纪议程》、《中国环境与发展十大对策》、《1996-2010年中国新能源和可再生能源发展纲要》等重要文件。可见，中国政府对可再生能源的发展的认识已经有所提高。但是，中国作为世界最大的发展中国家，在可再

生能源方面的发展不仅远远落后于发达国家，而且和印度等发展中国家相比也有一定的差距。我国可再生能源开发利用不能满足国民经济发展的需要，技术开发水平同国际水平仍有较大差距。在新的历史时期，为了满足经济的持续快速发展，特别是适应西部大开发行动，加速城市化以及缓解环境污染的要求，中国加速发展可再生能源具有十分重要的意义。

第一， 发展可再生能源是优化我国能源结构和改善环境质量的要求

我国是世界上少数几个以煤为主要能源的国家之一，煤炭的消费量占能源总消费量的75%（1996），这种消费结构给环境造成了巨大压力。我国大气污染严重，是世界上大气污染排放最大的国家之一。世界上污染最严重的十个城市中，仅中国就占了其中七个。因此，逐步优化能源结构、提高能源效率、发展可再生能源已成为我国可持续发展战略中不可缺少的重要组成部分。

第二，发展可再生能源是解决农村特别是边远地区供电问题的重要途径

我国是一个人口大国，同时又是一个农业大国。80%的人生活在农村，每年要消耗6亿多吨标准煤的能量。我国目前尚有7656万无电人口，16个无电县，828个无电乡和29783个无电村。由于这些县城、村镇及散居牧户地处边远，远离电网，用电负荷小而且分散，近20年之内不可能通过延伸电网实现供电。而我国大多数无电人口分布区恰好是可再生能源资源富集地区，因而，因地制宜地开发利用太阳能、生物质能和风能等可再生能源既可满足这些地区人民的电力需求，又是改善生态环境的重要手段。

第三，发展可再生能源是实施西部大开发战略的重要方面

西部是我国可再生能源资源最为丰富的地区，同时又是人均用能水平低、生态最为脆弱的地区。在西部可再生能源具有雄厚的资源基础，开发可再生能源可为西部区域的经济发展和生态环境改善做出贡献。可以说，西部大开发为可再生能源的发展提供了很好的机遇，而可再生能源开发在能源供应和环境改善方面又为西部大开发战略的实施提供了重要保障。

1.2中国可再生能源发展面临的主要障碍

正是因为可再生能源开发对中国有着特殊作用，近20年来，特别是“八五”以后，中国可再生能源得到巨大发展。在快速发展的同时也产生了诸多的问题和障碍。正是由于存在着这些问题和障碍，使可再生能源的潜力没有得到很好的开发和利用。 1.2.1 可再生能源发展中出现的主要问题

中国目前新能源与可再生能源产业发展中的突出问题是： 第一，资金投入少，融资渠道单一

中国的可再生能源产业的发展主要靠国家投入，因此融资渠道单一。业主缺少在国际资本市场上的融资能力。同国外比较，我国各级政府对新能源与可再生能源投入很少。尽管80年代以来，国家为推动新能源与可再生能源的发展，采取了事业费补贴、研究

与发展补贴、投资贴息和项目补贴等政策。但迄今为止，我国新能源与可再生能源建设项目还没有规范地纳入各级财政预算和计划中。除了外国政府贷款有一些资金可以利用之外，国家极少有其它资金投入。资金不足一直就是阻碍中国可再生能源发展的重要因素。由于投入过少，缺乏足够的开发与研究，许多关键性设备完全依赖进口，导致整个可再生能源产业发展缓慢，技术的产业化、商业化程度低。

第二，设备生产缺乏规模效益，生产成本居高不下

目前，大部分可再生能源设备的生产厂家规模偏小且过于分散，集约化程度低，加上工艺落后，产品质量不稳定，导致经济效益低下。例如，我国太阳能热水器厂已发展到500多家，但年销售额500万元以上的厂家只有31家，真正达到经济规模的还很少。近两年，真空管太阳能热水器销路很好，不少地方大量建设玻璃真空管生产厂，由于受资金限制，规模都不大，原材料来源不稳定，经济效益不高，质量也难以保证。节能炉具生产厂全国有上千家，年销售万台以上的寥寥无几。除了

上面提到的设备生产缺乏规模效益外，还因为能源的直接生产单位也普遍存在规模小且分散的弊端。加之，系统运行水平低，远未达到国际水准，提供的能源质量低、可靠性差、成本高，影响了可再生能源发展市场空间的开拓。

第三，缺乏质量标准和质量监测系统

目前，中国的新能源与可再生能源产品品种已发展到100多种，但产品没有形成系列，质量参差不齐。更重要的是缺少必要的产品质量标准及质量监测系统，影响了产品的规范化和系列化，使消费者对可再生能源产品缺乏信心。因此，解决制定可再生能源产品质量标准，健全产品质量监测体系的问题已经迫在眉睫。 1.2.2 解决可再生能源发展问题面临的主要障碍

第一，政府对开发可再生能源的战略意义认识不足，重视程度不够

尽管中国政府对可再生能源有所认识，但我们认为政府的认识不足，重视程度不够。总体表现在：新能源与可再生能源的发展至今尚未纳入各级政府的议事日程。长期以来，可再生能源建设项目没有常规能源建设项目那样具有固定的资金来源。虽然编制了长远规划和年度建设计划，但缺少必要的资金支持，使计划的执行大打折扣。这种结果可以说都是由于政府对可再生能源发展的战略意义认识不足造成的。

由于政府对可再生能源发展的重要性认识不足，必然影响政府对可再生能源发展的支持力度。在各级政府中，可再生能源的开发缺少优先权，政策上的支持力度小，缺少投资支持研究与开发和示范项目的开展。不能鼓励地方提高发展可再生能源的积极性。制约了可再生能源市场的成长与发展机会。

第二，可再生能源发展的目标不明确

中国可再生能源发展缺少明确的目标。这意味着目前中国的可再生能源市场较小，市场的发展前景不明确。这也使政府机构难以制订明确的政策和计划，制约了私人行业和项目开发商的投资信心。只有建立成长的市场才能使可再生能源产业在发展降低能源的供应成本。

第三，缺乏有效的激励政策

从国外的经验看，不论是发达国家还是发展中国家，可再生能源的发展离不开政府的激励政策。如减免税、补贴、低息贷款、加速折旧、帮助开拓市场等一系列的优惠政策，这是可再生能源产业发展初期的动力。我国可再生能源技术推广应用的地区多为边远贫困地区，社会效益显著，但经济效益不高，更需要国家和各级政府的激励和支持。

第四，竞争机制的缺乏制约了可再生能源的发展

由于缺乏竞争，使目前可再生能源价格的降低缺少压力。开发商与电网之间难于就电力的供应达成协议。另外，传统能源的开发成本中不包含为环境污染而付出的代价，这意味着可再生能源和常规能源发展之间的竞争是不公平的。因此，在开发者和制造者之间引进竞争机制来刺激他们降低成本和改进操作是当务之急。

第五，政出多门，各级管理部门协调性差

长期以来，我国新能源与可再生能源的管理分散在多个部门。计委、经贸委、科技部、农业部、水利部林业部等都设有专门的司（局）或处室负责部分工作。特别是国家经贸委与国家计委职能交叉、多头管理、资金分散、重复建设，政出多门的状态严重削弱了国家的宏观调控力度，对项目开发设置了过多的程序和障碍。 1.3 可再生能源发展需要制定新型的政策 1.3.1 我国现行的可再生能源激励政策

我国为了鼓励发展可再生能源，国家实行了税收优惠政策、价格优惠政策、投资补贴政策和研发投入政策等激励政策，还开展了一系列的国家推广行动。

1.3.1.1 税收优惠政策

税收减免是我国政府为了鼓励可再生能源发展而采取的一项基本优惠政策，政策内容主要包括：

 减免关税。近年来我国对关税做了多次调整，1996年总体关税水平已降至23％。就可再生能源而言，目前还没有对进口关税给予优惠的明文规定。但在实际执行过程中上对风力发电设备和PV设备都给予了优惠，实际征收的关税税率分别为：风力发电零部件为3％，风力发电机组为6％，PV进口税率为12％。

 增值税优惠。增值税为中央和地方共享税种，75%上缴中央财政，25%归地方财政。增值税税率分为三档：普通税率17%，低税率13%，以及零税率，另外对小规模纳税人实行6% 的税率，但小规模纳税人不能抵扣进项增值税税额，从小规模纳税人购入商品的企业也不能抵扣所含税额。目前还没有对可再生能源产品给予增值税优惠的统一规定。对可再生能源电力产品一般按照普通税率17%征收。但是对个别种类的可再生能源电力产品实行优惠：人工沼气发电的增值税按3%征收，小水电（小于25MW）的增值税率为6%。

 减免所得税。我国所得税税制经过40多年的发展已基本完善和规范。目前企业所得税税率为33%。所得税按企业隶属关系缴纳，中央所属的国有企业上缴中央财政，地方所属的企业上缴地方财政。一般可再生能源企业属于地方企业，所以所得税的优惠政策由地方政府制定。可再生能源属于高新技术产业，一些地方政府，如内蒙古、新疆等省区，对可再生能源企业实行“免二减三”的所得税优惠政策。

1.3.1.2 价格优惠政策

优惠价格政策主要体现为保证上网与实行高电价优惠政策。1994年，原电力部出台了“并网风力发电的管理规定”，对风力发电实行“还本付息加合理利润”的优惠电价政策，并要求电网全额收购风电场所发电量。1999年，国家计委、科技部经报请国务院批准，颁布了“关于进一步支持新能源与可再生能源发展有关问题的通知”（计基础[1999]44号文），通知重申了原电力部《并网风力发电管理规定》的要求，明确要求电网应允许可再生能源发电企业就近上网，并收购其全部电量。上网电价，按“发电成本+还本付息+合理利润”的原则确定；并规定高于电网平均电价的部分采取全网共同承担，并将其适用范围扩大到整个新能源与可再生能源发电项目。其中采用本地化制造设备的项目给予5%的投资利润率。优惠电价政策是我国目前吸引可再生能源发电项目建设的最主要的政策。但是由于我国的电力形势发生了很大变化，这种定价机制已经与电力发展的形势不相适应。在定价原则上也不利于激励企业降低工程造价和降低成本。在我国电力体制即将实行“厂网分开，竞价上网”改革的形式下，“还本付息”的定价原则已经越来越不适应电力发展趋势，必须对这项政策进行修改。国家计委2001年4月发出通知，对电力建设项目的定价原则做出了新的规定，要求新建电力建设项目按经营期核定平均上网电价，并按先进企业的社会平均成本核定上网电价”。

1.3.1.3 投资补贴政策

 贴息贷款。我国政府从1987年起设立了农村能源专项贴息贷款，主要用于大中型沼气工程、太阳能热利用和风力发电技术的推广应用。1996年该额度上升为1.2-1.3亿元人民币。中央财政对这一贷款进行贴息补助，即按商业银行利率50％补贴企业。此外，中国政府在小水电建设方面也有一定数量的低息贷款。国家计委、科技部《关于进一步支持可再生能源发展问题的通知》中规定对银行安排的基本建设贷款的可再生能源发电项目给予2%的财政贴息。

 补贴政策。在可再生能源方面，中央政府的补贴主要用在研究开发和试点示范上。地方政府的补贴除一部分用于支持可再生能源的科学研究外，主要用于太阳能和风能发电技术的推广和应用。

 国债投入。利用国债支持一部分可再生能源项目的发展。例如，国家经贸委的国债风电项目，利用2000年国家重点技术改造项目计划（第四批国债专项资金项目），建设8万千瓦国产风力发电机组示范风电场。

1.3.1.4 研究与发展投入政策

中央政府的可再生能源研究开发政策主要体现在两个方面：一方面资助可再生能源

的研究和开发，给予大量的补贴；另一方面支持可再生能源的发展计划，制定并实施了一批大型的发展计划。

在研究开发方面，中央政府的补贴主要有以下几种形式：



为各级可再生能源科学研究机构提供行政事业费和全部或部分科研工作经费。 为重点科技攻关项目和培训提供支持。据不完全统计，仅用于“九五”期间国家级科技攻关的总费用超过1亿人民币。

项目补贴。如“八五”期间，中央政府在西藏投资700万元人民币，新建了5座PV电站，总容量达90ＫＷ。“九五”期间建立了5个光伏电站。





1.3.1.5 国家推广行动

从1996年开始，由国家计委牵头的“乘风计划”和“光明工程”实施以后，国家

逐渐加大了对可再生能源的投资力度。1998年，国家计委拨款500万元支持莱州市在50 个村建设秸杆气化集中供气示范工程。1999年底，国家计委拨款750万元，用于“乘风计划”国产化风机示范场建设及质量检测体系建设，其中650万元主要用于对国产化风机示范场进行补贴。“光明工程”总资金投入将达到360亿元。第一期项目目标之一是用五年时间建立起稳定的投资渠道。国家计委拟在两年内拨款1650万元，并配套外国政府贷款、国内政策性银行长期低息贷款解决“光明工程”的资金来源问题。

各级地方政府对当地的可再生能源发展也有不同程度的支持。例如，各地都对户用沼气系统、省柴灶的推广应用采取了补贴措施，部分地区对小型风电机和小型光伏发电系统的推广给予了较大的补贴扶持。

1.3.2 中国可再生能源的发展需要引入新的激励政策

通过对我国目前可再生能源发展政策的分析不难看出，上述政策多数是在过去计划经济基础上延续下来的，主要体现在以投资补贴、优惠电价、国家科研投入等方面，尽管这些政策在过去可再生能源的发展中起到了一定的作用，但在中国经济由计划向市场的转变过程中，一些政策显然已不再适应新的发展形势。其中，最大的缺陷是市场开拓方面的政策力度不够，使得这一具有环境效益、弱小的产业在不公平的市场条件中与常规能源电力竞争。同时，造成了生产规模长期无法扩大，从而无法降低成本和价格。市场份额过小，长此下去，会让人们对可再生能源逐渐失去信心。另外，过去的政策没有法律等更高层次的行政管理权威性，因而不能保障持久的市场需求。市场前景不确定，使融资者缺乏信心，也造成过高的融资成本，进一步抬高了可再生能源产品的价格。 在这种条件下，可再生能源必须有法律、财政税收、市场竞争等方面的综合性鼓励政策，要建立一种新的市场机制，使可再生能源的环境效益和其它社会效益体现出来，使可再生能源按照一定的规划目标有计划、有步骤地发展。

为此，中国的可再生能源发展必须有新的政策支持。新政策应该具有以下几个特点： 第一，新政策应适应现行的市场规律；

第二，新政策应鼓励技术进步，降低成本，达到社会资源的最佳配置；

第三，新政策从经济上应该是可行的，逐步减少可再生能源开发对国家和地方财政的压力；

第四，新政策应该是可以持续的，符合全球经济一体化发展的趋势；

第五，新政策应是一个将政府职能与市场作用有机地包容并协调一致的综合性政策框架。

1.4 配额制政策的引入

1.4.1 国际可再生能源政策的经验总结

1.4.1.1 国外可再生能源发展的基本经验

上个世纪70年代以来，鉴于矿物能源资源的有限性和全球环境压力的增加，世界上许多国家都增强了对可再生能源重要性的认识，并从政治、经济和技术上采取行动，出台了一系列政策和措施。其基本目的是要加快可再生能源技术的发展和开发利用步伐，使之早日成为能源供应系统中重要的燃料。总结各国可再生能源的发展，其基本经验可概括为以下几个方面：

第一，加强立法，从法律上保障可再生能源的发展

如德国制定的“电力法”要求电力公司必须购买可再生能源电力，并向可再生能源电力厂家支付消费者电价的65-90%。这一规定使可再生能源具有商业吸引力。1992年美国制定的“能源政策法”是指导可再生能源发展的基础，也是制定可再生能源发展纲要和规划的基本依据。该法规定：所有可再生能源电力必须经过电网销售，与其它电力竟争，双方签定长期合同等。随着电力工业的发展和电力体制改革的进行，美国一些州政府为适应新形势的需要，促进可再生能源的发展，又制定了一些强制性法规，如RPS、SBC和州政府令等。强制规定电力供应中可再生能源必须占有一定的比例。丹麦制定了“再生能源发电法”，在鼓励电厂投资建风电场、规范私人电场方面有一系列规定。英国制定了“电力法”，并制定了颇有特色的“非化石燃料公约”，有力地推动了可再生能源的发展。在此基础上，英国1999年还通过了可再生能源义务公约，要求公共电力公司承担新的义务，保证到2010年有10%的电力来自于可再生能源资源，以确保政府目标的实现。该公约还决定对工商企业征收大气影响税，以支持可再生能源和节能等工作的发展。除了带根本性的大法之外，有些国家还制定了一些相关的法规或条例支持可再生能源的发展。如美国《公共事业管理政策纲要》和《联邦电力纲要》，要求公共事业用户应以“可避免成本”比率从“合格的”可再生能源电厂（低于80MW）购买电力等。

第二，制定规划，明确目标。

这是各国推动可再生能源发展的共同做法。以欧盟为例，欧盟为了促进可再生能源的发展制定了“欧共体战略和执行计划白皮书”（1997年），提出了到2010年在欧盟内部总的能源消费构成中可再生能源占12%的宏伟目标。这一目标将通过以下紧急行动来实现：

一是百万光伏电池系统。为提供一个足够大的市场基础以保证价格实质性下降。一

个宏伟的目标非常明确的促进了光伏电池系统的发展。该系统将由两部分分组，一部分为在欧盟范围由市场上推出50万套PV屋顶和立面；另一部分为出口50万套PV农村户用系统，主要是供发展中国家以取代分散充电电池。每个系统的基本容量（欧洲的集中建筑系统和海外分村太阳能系统）是1KW，到2010年总安装量达到1GW。

二是1000 万千瓦大规模风电场。该计划的贡献率估计将占到2010年风电总市场份额的25%。

三是1000万千瓦生物质发电装机。约占生物质能发电总市场份额的1/6。为此政府将在初始阶段采取特殊的扶持政策以促进该项计划的实现。

四是兴建100个可再生能源示范社区。

第三，制定经济激励政策。

各国都很重视通过制定经济激励政策，促进可再生能源的发展，这些政策概括起来有财政补贴、税收减免和低息贷款等。由于各国国情不同，经济激励政策具有不同的特点。

第四，加强宣传。

各国把强化发展可再生能源的重大战略意义的认识、在居民中普及可再生能源技术知识和增强可持续发展的观念和保护环境的意识放在十分重要的地位。它的潜在影响和作用是不可忽视的，这是实施政府扶持政策体系中一项基础性工作。举例来说，荷兰政府推行的“绿色基金”、“绿色价格”政策，英国的“非化石燃料公约”的实施，以及各国采用的“电费加价”的政策，如果没有全民高度的环境意识的支持，这些政策的实施是很困难的。事是说明，利用各种形式宣传可再生能源发展的意义是十分必要的工作。

1.4.1.2 国外可再生能源经济激励政策的特点

1.4.1.2.1 丹麦由补贴政策转型为配额政策根据政策规定，不同类型的可再生能源生产者(如个人风电场、民营风电场和公用事业风电场三种形式)均可从国家获得不同的补贴。补贴数量为每千瓦时0.1-0.27丹麦克朗。公用生产者获得的补贴较低，而个人生产者获得的补贴较高。实施这种补贴政策的资金来源于国家征收的CO2税，同时对可再生能源免征C02税。另外电力法规定电网按照其售电价格的85％收购可再生能源发出的电力，风电场还可免交部分所得税。

丹麦对可再生能源发电执行了若干年的电价补贴后，准备从2003年起实行可再生能源绿色证书制度。在绿色证书市场上，可再生能源发电商每发出一定电量，除回收一定电费外，还能够得到与该电量相关数量的绿色证书。可再生能源发电商发出的电量，电网必须收购，并且有优先上网权，电网有责任收购并付款。

绿色证书是一种独立流通的财务政券，可在绿色证书市场上出售。因此，可再生能源发电商因发出一定的可再生能源电量，除收入电费外，还可以得到一定的额外收入。绿色证书的市场需求通过配额的办法来保证。每个电力消费者必须购买分配给自己的再生能源配额。再生能源配额的大小由环境能源部确定。电力改革协议规定要确定配额以便到2003年20％的电力消费由再生能源产生。

1.4.1.2.2 德国以高额补贴为其特征的可再生能源激励政策。

据介绍，近年来德国政府用于风力发电的财政支持累计可达20亿美元，平均每台补助金额达9万马克／400kW，几乎每台风机都得到了补助。对光伏发电的财政支持累计可达10亿美元。

风力发电的额外补贴由两部分组成：—是资本补贴，按风机容量的大小和叶轮面积给予补贴；二是产出补贴。根据德国电力法的规定，电力公司必须购买风电场发出的电，并且以所有用户的平均价格的90％购进。用于补贴的经费一半来源于电力公司的利润，另一半来源于政府财政。光伏发电主要是对生产成本补贴，例如始于1991年的“1000个屋顶计划”政府为前东德地区提供了60％的生产成本补贴，为西德地区提供了50％的生产成本补贴。在这种政策驱动下，该计划已顺利完成。此外，所有风电项目和光伏发电项目还可得到德国复兴银行和DTA银行的低息贷款，利率为2.5-5.1％不等。 1.4.1.2.3 荷兰以绿色电价与减征增值税相结合的可再生能源发展政策目前，荷兰有两个地区级电力公司PNEM和EDON实施绿色电力价格体制。PNEM的做法是，用户在获得可再生能源电力时，只支付每千瓦时0.07荷兰盾，这大体上相当于风电的实际成本价（每千瓦时0.15荷兰盾）与上网电价(每千瓦时0.08荷兰盾)的差额。这一政策有利于鼓励用户多用可再生能源电力。EDON的做法与PNEM略有不同，它只为用户提供每千瓦时0.04荷兰盾的资助，且用户可以自由决定购置的可再生能源电力。与此同时减少电力赋税。对绿色电力仅征收6％的增值税，而正常税率是17.5％。

1.4.1.2.4 美国的电力加价和补贴相结合的可再生能源发展政策

一是电力加价，从电力附加费中每千瓦时增收O.05美分，加价征收为期4年，每年可征收电费1.47亿美元，主要用于支持可再生能源发电项目。二是对可再生能源电力生产者进行补贴，其中联邦政府财政预算补贴每千瓦时1.5美分，补贴期限为10年；州政府税收收入补贴每千瓦时1.1美分，补贴期限为4年。这一政策使可再生能源电力生产者得到很大实惠。

1.4.1.2.5 英国的招标竞争与电费加价相结合的可再生能源发展政策

英国的激励政策与众不同。它不是直接对可再生能源进行补贴或减免税收，而是通过“非化石燃料公约”的实施来达到推动可再生能源发展的目的。该公约要求英国公民必须承担消费可再生能源的义务。具体做法包括以下方面：

  

 

 

政府制定可再生能源发电的目标并进行分解； 根据分解阶段目标进行招标；

可再生能源公司(如风电公司)自由投标，提交投标资料和最初上网电价。各公司为了竞争中标，必然努力采用先进技术，尽量降低成本。 对标书的技术、经济可行性进行评估；

通过初评估的公司提交最终标价，并绘制电力采购成本，以及不同装机容量的补贴总量；

政府根据预定目标和最终标价确定上网公司和电价，签订合同；

执行合同。由于目前电网平均电价较低，每千瓦时为4便士，风力发电一般较

高，每千瓦时为6便士左右，其差价通过电费加价补贴这类公司。 1.4.1.2.6 印度实施多种优惠政策

为了促进可再生能源的发展，印度采取了一系列高强度的刺激措施。一是从1992年开始对风力发电设备实行100％的加速折旧的政策，并且规定新建风力发电系统5年内免交企业所得税。二是减免关税，鼓励技术引进，对风机而言，凡是进口关键部件者可免征进口关税，但进口整机者仍需按章纳税，税率为25％。三是鼓励风电场直接与用户签订购电合同，电网只收过网费。四是建立专门的贷款机构，加强对可再生能源的支持。对光伏发电实行资本软贷资助，利率为2.5％；风力发电的贷款利率为19％，据介绍，印度政府今后还将出台新的补贴政策，对产出实行补贴，即产出越多，补贴越多；反之越少。

1.4.1.3 国内外可再生能源政策比较分析

为了引入可再生能源发展的新政策，并且使引入的新政策更好地与国内可再生能源发展的形势相适应，我们认为有必要对国内外的可再生能源政策进行比较分析。综观目前世界各国已提出的或正在实施的可再生能源扶持政策和措施，大体上可划分为4类即：强制性政策，这类政策主要指由政府主持制定的有关法律、法规和政策，以及由其他非政府部门提出、政府批准的技术政策、法规、条例和其他一些具有强制性的规定。如中国国家电力法、美国能源政策法等。经济激励政策，它包括由政府制定或批准执行的各类经济刺激措施。如各种形式的补贴、价格优惠、税收减免、贴息或低息贷款等。研究开发政策，它是指可再生能源技术在研究开发和试点示范活动中，政府的态度和所采取的行动。如在中国“九五”国家科技重点攻关项目计划和美国100万个太阳能屋顶计划中，中美两国政府所持的态度和采取的措施等。市场开拓策略，它是在项目实施过程中，采用某些有利于可再生能源技术进步的新的运行机制和方法。如公开招标、公平竞争、联合开发方式等。

 强制性政策的比较分析

由上述可以看出，制定一定的法律、法规或条例，从法律上保证可再生能源的发展，这是世界许多国家人的共同作法。事实证明这是十分必要的。举例来说，美国所以能在风能、太阳能方面取得世界公认的成就，并在生物质能发电技术上进入世界的先进行列，一个重要原因是可再生能源技术的发展很久以来就得到国家法律和政策的支持和保护。如早在1978年美国“公用事业管制政策法”中就规定：电力公司必须按可避免成本购买热电联产和可再生能源生产的电力。这一政策为可再生能源发电技术与化石燃料发电技术的公平竞争创造了条件。到1992年，在“能源政策法”中，进一步对可再生能源发展提出了要求，即要求到2010年RE提供的能量应比1988年增加75％：同时规定对可再生能源资源的开发利用给予投资税额减免，并授权能源部资助可再生能源的示范和商业化项目。

1995年中国政府颁布了首部“电力法”，明确鼓励使用太阳能等可再生能源。与此同时，原电力部还出台了“风力发电并网运行的管理规定”。这些政策措施无疑都对促进可再生能源的发展起到了巨大作用。

但是，相比较而言，中外在强制性政策的规定方面却显示了不同特点：

中国的特点是：注重政策的宏观性、重要性和必要性的论述。它的优点是有较大的灵活性，可以有多种选择。缺点是如果没有与之相配合的实施细则(例如就政府如何支持，怎样鼓励，支持到什么程度，鼓励维持到什么时候等问题作出相应的具体规定)，否则这些条文和要求将无法变为现实；

外国的特点是：即有宏观性的论述，又有具体政策的规定。1992年美国的能源政策法”即是一例。因而，这些政策看起来明确具体、界限清楚、要求严格。

美国可再生能源政策的另一特点是，联邦政府和州政府的紧密配合，既有联邦政府全国性的统一规定和要求，又有各地区和州政府的特殊、具体的规定和要求。如根据联邦政府的“能源政策法”的精神，有些州政府又制定了“系统效益收费制”和“可再生能源设备通行权”等适用本地区的政策和规定。这样，上下配合、互为补充，从而形成一套完整有力的政策体系。

美国政策的第三个特点是及时审视，随时调整。即根据客观实际需要和形势变化而不断地调整或制定新的政策。这一特点在其他几类政策上亦有体现。如为了适应目前电力工业资产重组和反管制改革所带来的影响和变化，有些地区及时地提出了可再生能源发展的“配额制”(Renewable Protfolio Standard)的政策规定等。

 经济激励的比较分析

尽管经济激励政策多种多样，但从使用的频率和广泛性来看，主要有以下四种： 1) 补贴政策。

这是中国常见的一种激励手段，国外也屡见不鲜。一般而言，补贴有三种形式： 一是投资补贴，即对投资者进行补贴。如中国政府对地方小水电建设的投资，德国对风力发电投资补贴即属此类。对投资者进行补贴的优点是可以调动投资者的积极性、增加生产能力、扩大产业规模；缺点是这种补贴与企业生产经营状况无关，不能起到刺激企业更新技术、降低成本的作用。

二是产出补贴，即根据可再生能源设备的产品产量进行补贴。中国目前还没有这种补贴政策。这种补贴的优点是显而易见的，即有利于增加产品产量，降低成本，提高企业的经济效益。这也是美国、丹麦、印度目前正在实施的一种激励措施。

三是对消费者(即用户)进行补贴。这是中国广泛采用的一种刺激措施。除了在推广太阳能设备、微型风力发电设备中广泛采用外，在农村户用沼气池，高效率柴灶和其他生物质能技术试点示范也曾广泛采用。德国、美国加州对购买PV系统的用户也采取了类似的鼓励措施。这一政策的理论依据是：通过刺激消费，达到扩大市场需求的效果，反过来带动生产能力的扩大，进而达到降低成本的目的。但实践证明，这一目标的实现具有很大的不确定性。因为就只E而言，只有当消费市场足够大时，才可能达到目的，而足够大的消费市场需要大量资金，如果仅仅靠补贴则是难以实现的。

但是，不管怎么说现阶段补贴政策毕竞是一项行之有效的措施。中国、美国和德国等可再生能源之所以有今天的规模和水平，该项政策的作用则是不可低估的。然而，从总结经验角度来看，补贴政策的实施应解决好以下两个问题：

补贴资金来源问题。根据美国和西欧的经验。一是通过系统效益收费来筹集：另一个是征收化石燃料税。中国主要由政府财政支付：而中国是个发展中国家，财政收入有限，需要补贴支援的事业很多，所以依赖政府财政的支持不是长久之计。

补贴策略问题，即应给谁予以补贴和以什么样的运行机制进行补贴。如果对用户进行补贴。正如前述，不一定能达到政策的预期目标：如选择投资者给予补贴，并采取公开招标，公平竞争的机制，则可能取得既扩大生产规模，又能降低成本的双重目的。

2) 税收政策

这是中外应用最多的一种经济政策。实际上有两种不同的税收政策：一种是税收优惠政策，如减免关税、减免形成固定资产税、减免增值税和所得税(企业所得税和个人收入税)等。从理论上说，减免税收不需要政府拿出大量资金来进行补贴，只是减少一部分中央或地方的收入；而且，目前可再生能源产业规模小，不会构成对全国税收平衡的影响，因而易于实施。但是由于大多数税种不进入生产成本(关税例外)，只影响企业产品的销售价格和企业的经济效益，因而，实际上对鼓励企业改进生产制造技术，提高效率，降低成本没有直接的作用。这就是为什么有些可再生能源技术和产业，一旦这种优惠政策取消企业便生存不下去的原因所在。如美国的太阳能热水器的生产和销售，税收减免政策取消后，其销售量从1980年的174.6万M2一下降到1990年的102.6万M2，生产企业减少了近200家。又如世界闻名的LUZ太阳能热发电装置也面临着联帮政府和州政府税收优惠取消后破产的威胁。

另一种税收政策为强制性税收政策。如对城市垃圾和畜禽场排放的污水等物质，实行污染者付费的原则等即属此类。各国的实践证明，这类政策，尤其是高标准，高强度的收费政策，不仅能起到鼓励开发利用这类资源的作用，还能促进企业采用先进技术，提高技术水平肋作用。因而也是一种不可或缺的刺激措施。

应指出的是，税收减免政策的目的在于促进技术进步和技术的商业化，因而应对什么企业减免和减免税收后应达到什么样的目标(经济的和技术的目标)，则是实施这一政策首先必须明确的问题。

3) 价格政策

由于可再生能源产品成本一般高于常规能源产品，所以世界上许多国家都采取了对可再生能源价格实行优惠的政策。如德国制定的电力法要求电力公司必须购买可再生能源电力，并向可再生能源电力生产厂家支付消费者电价的90%。在美国“能源政策法”中规定公用电力公司必须以可避免成本收购可再生能源电量，同时美国的一些州还作出按净用电量收费的办法。这些实际上都是电价优惠的措施。在中国原电力部也就风力发电上网电价制定了较优惠的政策。

但是实际上，中外所制定的政策的法律效力存在明显的差别。一方面国外的电价优

惠政策复盖了所有的可再生能源发电技术，中国仅限于风力发电；另一方面国外的规定是由联邦政府或中央政府以法律的形式而签发的，而中国的规定尚属部委一级批准实施的计划，而且未经过国务院和人大委员会的审议批准。

理论分析和实践都巳证明，价格优惠是一项非常有效的激励措施，只要应用得当，可以起到促进技术进步和降低成本的作用。其关键性的问题有两个：一个是差价补贴的资金来源问题。美国、中国和其他国家通常的办法是：政府、电力公司和用户共同承担，或全部由用户承担，或通过电费加价来筹集资金。现阶段由于可再生能源产业规模小，补贴资金需求量小，这种做法是一种比较现实的办法。另一个是价格优惠对象的选择标准，其含意与前述补贴政策基本相同。这里不再重复。

4) 低息(贴息)贷款政策。

低息(或贴息)贷款可以减轻企业还本期利息的负担，有利于降低生产成本。缺点是政府需要筹集的一定的资金以支持贴息或减息的补贴。贷款数量越大，贴息量越大，需要筹集的资金也越多。因此，资金供应状况是影响这一政策持续进行的关键性因素。目前德国对风电项目和光伏项目正在实施低利率贷款，利率从2.5%-5.1%不等。中国对国债风电项目正在实施贴息贷款优惠，但规模较小，完全在可以承受的范围内。为了提高贴息贷款的经济效益，关键性的问题与提高价格政策和补贴政策的实施效应完全相同，即要正确地选择贷款对象和实施科学的贷款程序。

 研究开发政策的比较分析

重视可再生能源的研究开发工作是中外的共同特点；主要表现在：

  

从70年代以来国内外都实施了一大批科学研究与开发计划； 中外政府投入巨额资金用以支持可再生能源的研究和发展； 建立并形成了一批国家级的试验室和研究队伍。

但是相比较而言，中外这方面政策的差别也是明显的：

首先，资金投入强度相差悬殊。以“九五”为例，中国政府用于“九五”国家科技攻关项目的经费不足1.0亿元人民币，而外国，如美国政府投入可再生能源研究和开发项目却高达14.56亿美元，两者的差距不言而喻。尽管中美两国经济基础不同，实力不在一个档次上，不能简单地直接相比较，但是从中国可再生能源及研究开发的实际需要来看，政府的投入是严重不足的。

其次，在可再生能源的研究开发方面，中国只有一方面的积极性，即中央政府的积极性，地方和工业界基本上没有介入或介入甚少。近年来虽然有所改善，但实际投入可再生能源的人力物力和财力则曲指可数。国外不仅有联邦政府或中央政府的投入，还有工业界、企业家和个人的投资，一些地方政府还设立了专门的研究开发项目和计划。

 市场开拓策略和措施的比较分析

近年来，国内外在可再生能源市场开拓方面作出了很大努力，并采取措施和策略。但是从可再生能源技术商业化发展的需要来说，这些努力还是不够的，特别是在市场运行机制的探索上更显得不足。因为愈来愈多的实践证明，在阻碍可再生能源技术发展的

众多因素中，运行机制是一个比技术问题和经济成本更难以解决的问题。从技术来说，目前可再生能源所遇到的各种技术障碍几乎都可以利用现有科学技术而加以解决。经济成本问题也将随着运行机制的改善而得到改善。而机制问题由于涉及国家政治体制、经济体制等更加广泛而复杂的因素而难以解决。因此，市场开拓仍是中外尤其是中国今后应予加强和改善的方面。

通过上文对国内外包括强制性政策、经济激励政策、市场开拓策略以及研究开发政策四类政策的比较我们认为，政府主持制定的有关强制性的法律、法规、条例和其他一些具有强制性的规定是提高可再生能源在整个能源构成比例的重要保证，而由政府制定或批准执行的各类经济激励措施，如各种形式的补贴、价格优惠、税收减免、贴息或低息贷款等在配合强制性政策执行中也有不可或却的作用。而在可再生能源技术的开发和推广中进行试点和示范活动以及在项目实施过程中，采用某些有利于可再生能源技术进步的新的运行机制和方法，如公开招标、公平竞争、联合开发方式等也是非常必要的。在我们所了解的国内外所有可再生能源激励政策和运行机制中，目前能够很好解决市场机制问题，能够把强制性与激励政策结合好的政策只有配额制。尽管各国的配额制可能有不同的形式，但总体来看对可再生能源占总能源供应比例的强制规定在国外已经很普遍。虽然配额制政策是一种新的政策，但配额制政策的基本思路还是原于已有政策的经验而形成的。因此我们认为，引入配额制政策是中国发展可再生能源的最佳途径。 1.4.2 配额制政策的基本特征

可再生能源配额制政策的概念是：一个国家或者其中一个地区的政府用法律的形式对可再生能源发电的市场份额做出的强制性规定。也就是说，在总电力中必须有规定比例的电力来自可再生能源。

可再生能源配额制政策的基本特征包括：其一，MMS政策是通过法律和法规的形式，保障在较长时期内实现可再生能源的量化发展目标，即保证可再生能源发电的市场需求；其二，MMS政策通过建立市场竞争机制达到最有效开发利用可再生能源资源的目的；其三，对于可再生能源发电高出常规电价的差价，应该采用社会分摊原则，即消费者分摊原则。谁消费谁分摊，多消费多分摊。充分体现出可再生能源发电产生的环境和社会价值。



在配额制政策中，可再生能源电能的价值分为两部分：第一部分是基本部分。它是指可再生能源产生的电能在目前的电力市场条件下具有的价值，与常规能

源所发的电能价值相同，这部分价值体现为实际电能交易的成本，受益者是实际的电能消费者；另一部分是可再生能源电力因其环境效益和其它社会效益而具有的价值，这部分价值体现为可再生能源在生产电能时可以保持环境清洁而具有的价值，受益者可能是一个国家或一个地区所有的人，具有全球性的意义。在电能的实际交易中，可再生能源对环境及社会效益的价值无法在现有电力价格体系中得到体现。配额制政策设计了绿色证书来代表可再生能源的环境等社会效益所具有的价值。绿色证书是一种可交易的、能兑现为货币的凭证。配额制政策采用社会分摊原则解决可再生能源环境效益所产生的价值，即可再生能源电价高于常规电价的差价由社会分摊，也就是由消费者分摊。

可再生能源配额制政策的主要特征是：通过市场机制以最低的成本开发可再生能源

电力。可再生能源配额制与以往激励政策的区别在于，它是一种把过去主要依靠政府财政支持的政策转向政府管制下的市场机制，为大规模发展可再生能源创造了条件。可再生能源电力在现在的电力市场中没有公平竞争的条件，常规的化石燃料电厂对环境的污染没有全部计入成本，可再生能源发电产生的环境上的好处是社会性的，但是它的成本却由个别企业承担，这是最大的不合理。配额制政策用法律手段将个别企业的清洁电力生产的成本分摊到所有的电力产品中，为可再生能源电力与常规化石燃料电力创造了一种公平的市场。绿色证书交易为企业产生的环境效益的价值体现创造了一种新的机制，相当于一种体现环境效益所对应价值的交易市场。不同电力生产企业靠绿色证书交易体系公平承担了对环境保护的义务。

可再生能源配额制政策中强制的配额目标要求和绿色证书交易结合在一起为可再生能源电力营造了市场需求和交易方式。但是它的缺点是政策成本难以精确地估计。

2 中国引入配额制政策的可行性分析 2.1 资源条件及资源开发技术条件评价

中国拥有丰富的可再生能源资源，尤其是太阳能、风能、地热能和生物质能等可再生能源资源十分丰富。每年可生产大约6亿吨、相当于3亿吨标准煤的生物质能源，可提供给居住分散、地域辽阔的广大村镇居民烧饭、取暖、照明、甚至为部分小型乡镇企业提供动力。实际上，目前中国直接利用的可再生能源，约占能源消费总量的1/5，由此看出，在整个能源系统中，可再生能源是不可缺少的组成部分，也是未来十分重要的替代能源。

中国的可再生能源有巨大资源潜力（见表2-1）。中国的可再生能源资源主要分布在常规能源缺少的地区。但是除小水电之外，大多数可再生能源技术目前还处在未商业化阶段。

表2-1 具有最大资源潜力的地区分布 资 源 小水电 地区选择标准 未开发潜在资源大于1000MW 的省份 平均能流密度>200W/m2, 风速>3m/s, 时间>5000h 日照时数>3000h/a >5000MJ/(m2 · a) 高温>150 oC 蔗渣、林业废弃物 有最大潜力的地区 西藏、云南、四川、新疆、湖南、湖北、广东、福建、浙江、贵州、江西、青海、山西 东南沿海和6300个岛屿、内蒙古和甘肃的北部、黑龙江和吉林的东部、新疆 宁夏、甘肃中北部、新疆南部、青海、西藏东北部和西部、河北北部、陕西北部、内蒙古 西藏南部、云南和四川西部、台湾、福建、广东 云南、广东、广西 风能 太阳能 地热能 生物质能 各种可再生能源的资源条件和开发利用技术条件如下：

2.1.1 太阳能资源及其开发利用

中国属于太阳能资源丰富的国家之一，辐射总量在3.3

2

103～8.4106千焦/米

·年之间。全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。中国太阳能资源分布广泛，西藏、青海、新疆、甘肃、宁夏、内蒙古高原的总辐射量和日照时数均为全国最高，属世界太阳能资源丰富地区之一；四川盆地、两湖地区、秦巴山地是太阳能资源低值区；中国东部、南部、及东北为资源中等区。详见中国太阳能资源及分布表（2-2）, 中国太阳能资源分布图（1）。

表2-2 中国太阳能资源及分布

类型 1 2 地区 西藏西部、新疆东南部、青海西部、 甘肃西部 西藏东南部、新疆南部、青海东部、宁夏南部、甘肃中部、内蒙古、山西北部、河北西北部 新疆北部、甘肃东南部、山西南部、陕西北部、河北东南部、山东、河南、吉林、辽宁、云南、广东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部、 湖南、广西、江西、浙江、湖北、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏南部、安徽南部、黑龙江 四川、贵州 年日照时数 （小时） 2800－3300 3000－3200 年辐射总量 （千卡/cm2·年） 160－200 140－160 3 2200－3000 120－140 4 5 1400－2200 1000－1400 100－120 80－100

从太阳能发电技术发展来看，我国从1958年开始研究光伏电池，1971年用于人造卫星，1979年开始生产单晶硅太阳电池，并开始地面应用。当时（70年代）电池的效

率只有8-10%，电池组件价格却高达400元/WP。经过多方面的研究和几个五年计划的攻关，单晶硅电池已成为目前中国市场上的主体产品，效率已提高到12-13%，同国际水平14-15%相比只差2个百分点；组件成本已降至42-47元，与进口的同类产品价格基本持平。与此同时，为了降低成本，提高效率，还开展了非晶硅薄膜电池、硒铟铜太阳电池、碲化镉薄膜电池以及高效单晶硅太阳电池的研究，都取得了积极的成果。其中成本较低的非晶硅电池和多晶硅薄膜电池分别形成大批量生产和小批量试生产。目前单结式P-I-n非晶硅太阳电池的组件面积为30×120mm时转换效率可稳定在4-6%之间；面积为100×100mm的多晶硅电池的效率能达到10-11%已具备实用化水平。

通过长期的研究与实践，我国太阳电池的研究开发能力显著增强。目前全国有40多个单位从事太阳电池的研究、开发和生产；太阳电池制造工艺不断得到改进；基础材料的研究开发和国产化取得重要进展，一些过去需要进口的材料现在中国自己能生产，已基本具备独立设计和开发现代化太阳电池生产线的能力。

到目前为止，我国已累计安装了11mWp各类系统，从空间卫星光伏系统到地面的光伏微波中继站，光伏航标灯塔电源系统到千家万户的家用太阳能电池系统，已经为工农业和国防建设作出一定贡献，为边远地区实现初级电气化提供了示范。由此可以看出，通信，农业及农村电气是光伏技术最大的应用领域。 2.1.2 风能资源及其开发利用

风能是目前利用技术比较成熟的可再生能源之一，对于风能的利用是开发可再生能源的重要组成部分。中国大陆风能理论蕴藏量为32亿千瓦，可供开发利用的占10%以上。是世界上风能资源最丰富的地区之一。根据调查，中国大陆风能主要分布在两大风带：沿海风带，有效风能密度超过200瓦/米2，4～20米/秒有效风力出现百分率达80%～90%；北部风带，自新疆经甘肃到内蒙古一线，风能密度为200～300瓦/米2，有效风力出现百分率为70%左右。此外，中国有大陆岸线约18400千米，岛屿岸线14200千米，据估计，在中国近海辽阔的大陆架上蕴藏的风能资源超过大陆上的两倍，使全国风能可开发资源总量增至7～9亿千瓦。可见，中国风能开发前景广阔，潜力巨大。见中国部分省（区）的风能储量（表2-3）及图（2）。 中国现有风电场场址的年平均风速均达到6m/s以上。一般认为，可将风电场风况分为三类：年平均风速6 m/s以上时为较好；7 m/s以上时为好；8 m/s 以上时为很好。可按风速频率曲线和机组功率曲线，估算国际标准大气状态下该机组的年发电量。中国

年平均风速6 m/s以上的地区，在全国范围内仅仅限于较少数几个地带，在长江到南澳岛之间的东南沿海及其岛屿是中国最大风能资源区和风能资源丰富区。资源丰富区有山东半岛、辽东半岛、黄海之滨，南澳岛以西的南海沿海、海南岛和南海诸岛，内蒙古从阴山山脉以北到大兴安岭以北，新疆达坂城、阿拉山口，河西走廊，松花江下游，张家口北部等地区，以及分布各地的高山山口和山顶。参见中国风能资源分布图2。

表2-3 中国部分省风能储量

省（区） 实际可开发量省（区） （GW） 61.775 内蒙古 辽宁 6.375 吉林 甘肃 3.936 山东 江苏 0.640 海南 江西 1.372 福建 广东 资料来源：中国气象科学研究院

实际可开发量(GW) 6.058 11.430 2.376 2.929 1.950 省（区） 黑龙江 河北 新疆 浙江 实际可开发量(GW) 17.228 6.119 34.330 1.635 从技术来看，中国大中型风电机组的研制始于70年代，早在1972年即开发出我国第一台具有现代工业概念的18KW风力发电机，并投入试运行，经受了近50000小时的运行考验，发电达20万kWh。进入80年代，在过去18KW风电机组基础上，又先后开发出30KW、40KW和55KW的风电机组。其中5台30KW的风电机构成了我国第一个国产化风电场，从1987年运行至今，发电近60万kWh。90年代以后，特别是“九五“以来，国家加大了对国产风电机组的研究开发的支持，本着引进消化吸收和自主开发相结合的原则先后安排了120KW、200KW、300KW－600KW等大中型机组的研究课题，使大型风电机组系统设计、总体安装和叶片制造、自动控制等方面的研制能力进一步提高，取得一系列成果。

到目前为止，我国自主开发的200KW风电机组国产化率已达90％以上，并经受住了运行考验，达到能小批量生产的水平；300KW风机的主要零部件国产化生产也已通过考核；风机控制系统的国产化开发取得进展，开发出的部分装置已投入实际运行；600KW风电机组国产化开发工作亦取得阶段性成果[3]。

中国大型并网风力发电始于80年代中期，经过10多年的发展，目前全国范围内已建成和正地兴建的风场有21处。到1998年6月底，全国大规模并网风力发电装机已经达215MW。近两年来，由于环境污染问题的日益严重，我国政府以及企业界越来越重视风力发电。我国的风力发电装机增长速度很快，仅1997年一年间，风电装机量即增加了106MW，是过去10年总装机量的1.5倍。目前还有一些风电场在陆续装机，估计到2000年，我国的风力发电可以达到500MW。 2.1.3 地热能资源及其开发利用

中国的地热资源也十分丰富，而且大都分布在内陆和沿海的人口相对集中的地区，尤其是中低温（小于150℃）地热资源。其中，可用于发电的150℃以上的高温地热资源分布在西藏、云南；其它省(区)均为小于150℃的中低温资源，由于温度不高，只适合于非电直接利用。

根据目前技术和经济上可行的条件，西藏和云南西部可利用发电的地热资源，估计为20～50万千瓦。中国高温地热资源具有不同的的特点，例如，云南腾冲的地热资源可以固化成停留在地壳上层的岩浆，而西藏喜玛拉雅地热带的大部分资源容易变成热水。

现已查明，全国水热型资源面积10149.5km2，可采量92.6×1015kJ。推测资源面积49809.5km2，可采量341.8×1015kJ。远景资源面积257047.8km2，可采量3678.8×1015 kJ。分布于全国30个省(区)，资源较好的省(区)有：河北省、天津市、北京市、山东省、福建省、湖南省、湖北省、陕西省、广东省、辽宁省、江西省、安徽省、海南省、青海省等。(参见中国地热资源分布表)。

从地热的分布情况来看，中低温资源由东向西减弱，东部地热田位于经济发展快、人口集中、经济相对发达的地区。对集中供热来说，北方的京津地区和渭河盆地是中国大陆地热资源开发潜力最大的地区。例如，天津地区中低温地热资源丰富，已查明资源面积387km2，分布10个地热区，地热资源总量8355亿m3，相当于189亿吨标准煤，可采资源78.8×108m3，表2-4。

表2-4 中国地热资源分布表

面积 (km2) 北京市 174 天津市 387 河北省 9240 辽宁省 4.83 安徽省 4.12 福建省 20.89 江西省 4.38 山东省 125.7 湖北省 9.92 湖南省 13.5 广东省 8.73 云南省 107.73 35.87 西藏 陕西省 11.85 青海省 1.0 黑龙江省 江苏省 河南省 新疆 注: 不含台湾。

地 区已查明资源 可采量 折合标准煤 面积 (1012kJ) (106t) (km2) 1515.79 51.72 200 3339.64 113.9 17474 83633.93 2853.66 69225 59.12 2.02 9.55 0.33 190.08 6.49 591.52 19.34 0.66 296.77 10.11 66.49 2.27 183.30 6.25 57.23 1.95 780 2646.00 90.284 18528 512.46 17.486 27.59 0.942 15.76 0.538 3.50 24.28 65124.0 147400 远景资源 可采量 折合标准煤 注 (1012kJ) (106t) 其它省区根据勘查1718.26 58.62 推测，在吉林省、155767.13 5314.97 1442389 49215.50 浙江省、广西、四川省、贵州省、甘 肃省、宁夏等省 区，约有资源： 11655.1 397.678 面积： 37548.8km2 可采量： 219709.58×1012kJ 折合标准煤： 7496.78×1016t 1613.22 55.66 90343.2 12906.17 63.99 2.183 259.17 8.843 405516.70 13836.60 2867590.19 97844.59 地热能的开发利用分地热发电和直接利用两种形式，其中直接利用可分为地热供暖、医疗保健和洗浴、地热温室和养殖等形式。

我国地热发电始于70年代初期。经过多年的努力，先后开发兴建了97座地热电站，其中7座为试验性电站，2座为工业性电站。7座试验性电站是：广东的邓屋、河北的后郝窑、湖南的灰湯、江西的遂川、广西的象州、山东的招远和辽宁的熊窑等地热电站。这些电站的共同特点是单机容量小，一般只有几百KW，有的甚至不是100KW；单机容量

过小，不利于提高发电效率和降低成本。二是一般均采用低沸点工质，双循环的发电方式；三是这些电站多数为成层中低温地热电站，地热水温都在100℃以下；水温过低，运转困难，发电成本较高。目前除东邓屋和湖南灰湯地热电站还在继续运行外，其他电站均已关闭。

2座工业性电站均分布在西藏自治区。其中西藏羊八井系我国目前规模最大的高温地热电站。另一座高温地热电站为那曲地热电站，现已建成3MW发电能力，开发利用地热水温度为114.5℃,地热总量约 2.5万m3/天，主要为那曲地区提供电力。

相比较而言，地热直接利用比发电具有更广阔的应用前景。因为中低温地热资源更为丰富，技术要求相对较低，因而易于推广和应用。据统计，1995年全世界地热直接利用设备功率为9047MW，其中我国为2418MW，仅次于日本而居世界的第二位。

从使用方向看，地热采暖供热已成为世界地热直接利用的一个主导方面。据报导，其设备功率约占总功率的47%（含热泵空调设备功率）；其次为地热温室和养殖，占有25%；洗浴和医疗占19%；工业应用占9%（详见“国内外地热能开发利用综述”一文）。我国地热直接利用方向与国外基本相同，即采暖供热亦占主要地位；其后依次为地热温室和养殖，医疗保健和工业应用。据调查估计，目前全国地热采暖面积约800万m2，其中仅天津一处即达500万m2，地热温室77处，面积41万m2；地热水产养殖场200处，水面积200万m2；医疗保健126处，分布于大江南北的20多人省市区。 2.1.4 生物质能资源及其开发利用

中国生物质能资源也比较丰富，主要来自于五个方面，一是来自于林业薪柴和林产品的加工废弃物，如木屑、木片等；二是农业废弃物，如农作物的秸秆等；三是人畜粪便；四是城镇生活垃圾；五是工业有机废弃物，如农产品加工业排放的高浓度有机废水、蔗渣等。目前，在中国生物质能的利用在农村能源结构中占有很重要的位置。各个方面的资源情况将在下文详细分述。1998年按电网划分的可利用生物质能的情况见表2-5。表2-5 1998各电网可利用的几种主要生物质能 (万吨) 电网 东北电网 华北电网 华东电网/福建电网 华中电网 西北电网 山东电网 广东电网 广西电网 云南电网 贵州电网 四川电网 海南电网 新疆电网 西藏电网 合计 秸秆 11,356.13 11,884.04 6,441.32 13,695.83 3,725.16 6,996.20 1,514.84 1,668.84 1,725.71 1,267.03 3,569.48 171.15 1,519.39 49.46 65,584.58 木材剩余物 733.41 777.01 2,680.02 2,588.91 495.28 356.84 644.59 867.46 721.66 332.46 591.8 8.47 48.57 0 11,057.67 338.04 384.92 稻壳 0 蔗渣 40.38 123.28 84.03 0.08 0 439.23 895.58 399.43 13.7 40.38 88.43 0 0 2,124.48 1,122.88 1,147.62 34 27.78 322.82 258.18 107.5 95.28 328.74 32.48 11.26 0.1 4,211.6

2.1.4.1 薪柴资源及其开发利用

森林能源是森林生长和林业生产过程提供的生物质能源，主要是薪柴和森林工业的剩余物。森林能源在中国农村能源中占有重要地位，1999年合计可提供薪柴资源8674万吨，其中薪炭林可供薪柴3000万吨以上，内蒙古、云南、江西、四川等地是薪柴资源比较丰富的地区（见表2-6 1999年薪柴资源情况）。

表2-6 1999年薪柴资源情况

地区 全 国 北 京 天 津 河 北 山 西 内蒙古 辽 宁 吉 林 黑龙江 上 海 江 苏 浙 江 安 徽 福 建 江 西 山 东 地区 薪柴资源合计 万吨 8674 29 河 南 1 湖 北 湖 南 243 广 东 146 广 西 1031 186 海 南 89 四 川 246 贵 州 云 南 0 西 藏 15 陕 西 166 108 甘 肃 373 青 海 666 宁 夏 新 疆 45 薪柴资源合计 万吨 154 491 405 467 307 33 864 297 929 362 508 224 146 14 131

2.1.4.2农作物秸秆资源及其开发利用

农作物秸秆是农业生产的副产品，也是中国农村的传统燃料。秸秆资源与种植业生产关系十分密切。根据1997年的统计数据计算，可获得的农作物秸秆6.26亿吨，除了作为饲料、工业原料之外，其余大部分还可作为农户炊事、取暖燃料。秸秆资源主要分布在一些农业大省，如黑龙江、河北、山东、河南、四川、江苏等地。1997年农作物秸秆资源分布见表2-7，同时分布情况也可直观地从秸秆资源分布图3上看出。目前全国农村作为能源的秸秆消费量约2.862亿吨，但大多处于低效利用方式即直接在柴灶上燃烧，其转换效率仅为10%一20%左右。因此，加快秸秆的优质转换利用，使这一能源资源得以更加充分有效地利用是一个重要课题。

表2-7 1997年农作物秸秆资源分布

地 区 全 国 北 京 天 津 河 北 山 西 内蒙古 辽 宁 吉 林 黑龙江 总秸秆量 总秸秆量 地 区 万吨标煤 万吨 30580.9 62618.9 202.0 391.9 144.0 289.7 2260.9 4487.0 698.1 1432.8 1154.9 2333.7 914.4 1892.7 1529.2 2986.5 2210.3 4356.3 总秸秆量 总秸秆量 万吨标煤 万吨 3136.6 6182.7 1348.2 2817.1 1102.5 2421.9 1726.8 778.4 1372.7 641.1 154.5 69.8 1159.9 563.6 1801.2 3785.2 1359.8 665.5 河 南 湖 北 湖 南 广 东 广 西 海 南 重 庆 四 川 贵 州 上 海 江 苏 浙 江 安 徽 福 建 江 西 山 东 88.1 1840.7 507.5 1631.7 316.0 645.4 3180.5 208.9 3902.9 1163.0 3336.2 703.8 1420.6 6236.6 云 南 西 藏 陕 西 甘 肃 青 海 宁 夏 新 疆 745.4 28.0 777.2 479.4 88.2 176.2 856.6 1528.4 96.4 1548.1 1102.2 192.7 356.3 1672.4

2.1.4.3 禽畜粪便资源及其开发利用

禽畜粪便也是一种重要的生物质能源。除在牧区有少量的直接燃烧外，禽畜粪便主要是作为沼气的发酵原料。中国主要的禽畜是鸡、猪、牛和羊。1998年中国禽畜粪便资源总量约9.17亿吨，折合7680.4多万吨标煤，其中牛粪1329万吨标煤，猪粪259万吨标煤，鸡粪5155.8万吨标煤，羊粪936.2万吨标煤。在粪便资源中，大中型养殖场的粪便更便于集中开发和规模化利用的。中国目前大中型牛、猪、鸡场约6000多家，每天排出粪尿及冲洗污水80多万吨，全国每年粪便污水资源量达1.6亿吨，折合1157.5万吨标煤。从分布来看，河北、安徽、山东、四川等省是禽畜粪便资源较丰富的地区。见表2-8。

表2-8 1998年禽畜粪便可利用量

地 区 全 国 北 京 天 津 河 北 山 西 内蒙古 辽 宁 吉 林 禽畜粪便 (万吨) 91663.3 694.1 356.5 7251.2 1041.1 2646.3 3333.2 3835.3 禽畜粪便 (万吨标煤) 7680.4 80.0 29.0 603.5 64.1 180.4 360.4 371.7 地 区 河 南 湖 北 湖 南 广 东 广 西 海 南 重 庆 四 川 禽畜粪便 (万吨) 8959.9 3522.9 5222.7 4377.7 3424.8 496.8 1673.1 6733.2 禽畜粪便 (万吨标煤) 631.0 302.8 282.2 582.4 289.7 50.4 95.5 469.2 黑龙江 上 海 江 苏 浙 江 安 徽 福 建 江 西 山 东 2603.3 901.9 4160.4 1405.0 5015.7 1675.0 2722.1 9308.4 197.2 127.1 448.5 121.7 440.9 155.0 210.1 971.9 贵 州 云 南 西 藏 陕 西 甘 肃 青 海 宁 夏 新 疆 1132.3 2330.1 762.4 1222.8 1155.6 992.4 319.7 2387.1 46.9 113.8 48.1 75.4 66.8 58.7 24.6 181.3

2.1.4.4生活垃圾资源及其开发利用

随着城市规模的扩大和城市化进程的加速，城镇生活垃圾的产生量和堆积量逐年增加。生活垃圾的增多给人类的生存环境带来了影响，为了减少这种影响的危害性，人们开始转变观念，把生活垃圾当作一种资源来利用，自20世纪70年代以来，逐渐发展了垃圾焚烧发电技术、填埋气体回收利用技术，使生活垃圾得以资源化利用。近年来，中国城镇生活垃圾产生量以每年10%左右的速度递增。1998年中国城市总数达668座，垃圾清运量11301.8万吨。1998年各省的垃圾清运量见表2-9。

表2-9 1998年中国生活垃圾清运量 地区 全 国 北 京 天 津 河 北 山 西 内蒙古 辽 宁 吉 林 黑龙江 上 海 江 苏 浙 江 安 徽 福 建 江 西 山 东 河 南 湖 北 湖 南 广 东 广 西 海 南 重 庆 四 川 贵 州 云 南 西 藏 清扫面积 (万平方米) 146827.64 4347.00 4802.40 7032.53 4284.81 3503.89 15149.84 7394.69 8999.23 3886.00 7589.46 5431.31 3985.22 3484.55 1916.67 12937.48 7000.05 7274.47 2443.67 1318.66 3132.96 2163.39 2348.97 4478.91 765.74 1700.65 110.26 生活垃圾清运量 (万吨) 11301.81 444.60 2707.70 547.61 335.20 326.77 872.56 612.45 942.03 470.00 485.50 401.66 308.83 219.00 162.68 647.95 499.60 713.17 302.96 915.26 198.24 73.31 157.92 392.42 105.54 108.40 16.40 陕 西 甘 肃 青 海 宁 夏 新 疆 2301.51 1701.03 171.42 789.00 2513.87 189.65 224.18 89.30 71.14 259.78 城镇生活垃圾主要是由居民生活垃圾，商业、服务业垃圾和少量建筑垃圾等废弃物所构成的混合物，成分比较复杂，其构成主要受居民生活水平、能源结构、城市建设、绿化面积以及季节变化的影响。中国大城市的垃圾构成已呈现向现代化城市过渡的趋势，归纳起来有以下特点：一是垃圾中有机物含量接近甚至高于1/3；二是食品类废弃物是有机物的主要组成部分；三是易降解有机物含量高。目前中国城镇垃圾热值在4.18兆焦/千克（1000千卡/千克）左右。

2.1.4.5 工业有机废弃物资源

经济的持续增长和工业的发展，使工业有机废物逐年增加。据估计，每年乡镇企业以外的工业废水排放量约为360亿吨，有机含量约520万吨（BOD）。中国50%的工业有机废水可以产生250亿立方米沼气（2500万吨标煤），接近于目前全国天然气产量。 厌氧技术尤其是适用于以生物质为原料的工业，如造纸、制糖、酒精发酵、制药和食品工业，产生的沼气可以满足其热处理需要。以酒精生产为例，1980年到1994年的15年中，饮料酒产量由368万吨增长到2233万吨（年增长率为13.8%），啤酒由69万吨增长到1415万吨（年增长率24%，1999年啤酒产量达到2000万吨）。每生产1吨粮食酒精，废液中包含约500公斤有机物。1994年，3000万吨粮食用于饮料和工业酒精生产，年产酒精300多万吨，排放含150万吨BOD的有机废水4500万立方米。如工业有机废弃物利用厌氧技术处理，不仅有利于环境改善，而且还可回收大量能源，发展前景好。

从技术角度，我国目前对生物质能的利用集中在生物质能发电技术方面： 第一，沼气发电技术

沼气发电是通过厌氧发酵工艺将工农业有机废弃物转换为气体而后发电的一种技术。这种技术有利于提高有机废弃物转换为能源的价值。但由于这类工程一般属于环保系统工程，以治理污染、改善环境为其主要目标，其装机规模通常受到沼气工程和产气量的限制，规模小而效率低。

据调查，中国沼气发电系统主要分布在禽蓄养殖行业和轻工食品行业，目前禽蓄养殖场系统已安装沼气发电的设备容量不过600KW，年发电仅100万kWh，主要分布在江西、湖南和浙江等省区。

从技术角度看，目前这类系统技术已基本成熟，尚待研究和解决的问题主要是：制定系统设计规范和技术标准；研制高效率高可靠性沼气发动机使度电耗气量控制在0.7m3/kWh以下；进一步提高沼气产气率；进一步改善系统的经济性。

第二，气化发电

这是一种正在发展的技术，尤其是在环境压力增大和农村废弃物增加的今天，利用热解气化等技术将这些废弃物进行资源化处理，既保护了环境又获得了能源，无疑是一种较理想的选择。

我国很早就开始了生物质气化发电的研究。60年代就开发成功60KW的谷壳气化发电技术。根据我国碾米厂的规模，一般采用60-200KW的谷壳发电系统。从技术看，这类技术已经成熟，目前在国内正在运行的有92套，还有一些机组出口到东南亚国家。近年来又开始1MW级生物质气化发电系统研究，于1998年建成一座相应规模的生物质气化发电量装置，并开始了相应的试验和研究。

在发动机研制方面，总的来说发展较慢。小功率的机组（100KW）基本上都由柴油机改装，尚未有定型产品（目前只有160KW和200KW两种定型产品）；大功率（500KW）的机组虽有研究，但由于排气温度和控制技术未过关，亦无成熟机型。

中国农业废弃物和木材废弃物数量巨大，分布广泛，具有广阔的开发利用潜力。从技术来说，今后应加强以下技术攻关：焦油裂解技术的开发，彻底解决焦油的二次污染问题；改进技术过程，提高整体热效率；进一步降低成本；优化系统设计，完善技术标准。

第三，垃圾发电

垃圾发电是城市垃圾资源化利用的一种有效技术。如果从技术工艺特征来分类，大体上可将垃圾发电分为两类，即：垃圾填埋发电和垃圾焚烧发电。垃圾填埋发电是将垃圾按照预定的程序和技术规范逐层堆放，使垃圾中的有机成份在密闭状态下分解为气体（主要是CH4和CO2），然后抽出来发电。焚烧发电是垃圾经过一定的筛选和加工处理后直接进入焚烧炉产生蒸气推动透平发电，目前这两种技术在国外发展很快，技术日趋成熟完善，得到了较广泛的应用。目前美国有114座垃圾发电厂，总容量达2650MW；德国有50多座，总容量1000MW；日本垃圾发电最多，达149座，但装机容量只有9%。效率所以较低，并不说明技术水平低，而是反映了建设垃圾发电厂不同的出发点和不同的国情。日本从1965年就有垃圾发电厂投入使用，但它主要着眼点是环境保护，而且多采用焚烧方式，其垃圾处理量约占总处理量的75%；而美国、德国则以填埋为主，其垃圾处理约占60%，焚烧量分别只占垃圾处理的15%和30%。

对中国而言，这两种技术都还不够成熟，基本上处于开发利用的初期。在垃圾填埋发电方面，尽管近几年我国一些城市，如杭州、广州、苏州、成都、北京、石家庄等城市试建了一批卫生填埋场，并采用较完善的防渗漏系统、渗沥水收集和处理系统、填埋气体导排系统等，有的还采用了进口的高密度聚乙稀衬层，达到较高的标准。卫生填埋场总数已达15处。但是，真正实现填埋气化发电的装置只有杭州市一处。而且此处的全套设备几乎都是从加拿大进口的。有关杭州市天子岑垃圾填埋发电系统的详细情况请见“中国生物质能转换技术发展与评价”一书。

在垃圾焚烧发电方面，近几年我国也正在进行试点示范。90年代初，深圳市引进日本技术设备兴建了我国第一座现代化焚烧发电装置。在此基础上，结合国家“八五”科技攻关计划，完成了该厂3号炉国产化工程，设备本地化水平达到80%。与此同时，国

内一些企业也开始了垃圾焚烧设备的研究和开发，目前50-100吨/日规模的焚烧设备已形成产品，成为环卫技术设备投资的一个新热点。当前还有一些企业正在开发国际上广泛应用的往复式垃圾焚烧炉。由此可见，垃圾焚烧发电技术正在大踏步地前进。 2.1.5 小水电资源及其开发利用

中国有丰富的水力资源，其中小水电开发量0.75亿千瓦，约占可开发水电资源总量20%。小水电资源广泛分布在全国2166个县（市），在1573个县中有可开发水电资源，其中可开发量在1～3万千瓦的县有470个，3～10万千瓦的县有500个，超过10万千瓦的县有134个。中国政府十分重视开发利用小水电，到1998年底，全国小水电装机容量已经达到2108.2万千瓦，年发电量653.2亿千瓦时，分别占同期水电装机容量的32.4%，发电量的32.0%。

微水电是指10kW以下的水电资源。现已装机近20万kW，供应居住分散的66 万户山区农户的生活和生产用电，弥补了电网难以覆盖地区的居民用电问题。

小水电已成为中国电力供应中不可或缺的组成部分。小水电建设为解决山区农村、特别是国家骨干电网难以达到的贫困山区人民用电问题，而且在脱贫致富中起到了重要作用。由于小水电具有规模小、工期短、开发技术成熟、投资风险小、维护方便、运行费用低等优点，所以小水电成为十分重要的可持续发展的农村能源，具体情况见表2-11。

表 2-11 中国小水电资源分布

地区 北京 天津 河北 山西 内蒙古 辽宁 吉林 黑龙江 上海 江苏 浙江 安徽 福建 江西 山东 小水电资源 (万千瓦) 120.0 120.0 120.0 250.0 45.2 80.0 200.0 199.8 9.8 9.8 320.0 50.0 400.0 283.6 10.8 地区 河南 湖北 湖南 广东 海南 广西 四川 贵州 云南 西藏 陕西 甘肃 青海 宁夏 新疆 小水电资源 (万千瓦) 100.0 1000.0 500.0 400.0 400.0 697.4 1000.0 300.0 800.0 549.5 300.0 250.0 500.0 20.0 188.1

从技术角度来说，小型水力发电是一种成熟的技术，已在世界各国得到广泛的推广和应用。这里不作详细介绍，下面仅就小水电建设在我国国民经济中的地位和作用做简要描述。

中国是世界利用水力最早的国家之一。但到新中国成立前夕，全国小水电装机容量只有2800KW。新中国成立以后，随着社会主义建设事业的发展小水电事业才逐步壮大起

来。到1998年底，小水电装机已达2520万KW，拥有2万多个企业，近52万职工，固定资产超过1000亿元，担负着全国近1/2国土面积、1/3的县、3亿人口的供用电任务，已成为我国电力建设中一支不可忽视的力量。中国小水电事业的快速发展，得益于小水电建设发展的政策，如在基本建设上实行“谁建、谁管，归谁所有”的政策；在资金上实行“以电养电、国家补贴”（每千瓦补贴150元）；在设备采购上实行“各省市自产留用、国家补助原材料，取消国家统配”的办法；在大小电网关系上制定了保护小水电供电并网的办法等。近年来，各地小水电企业推行股份制，组建跨地区、跨行业、跨所有制的企业集团，并开始上市。1998年开始农电体制改革和农村电网改造，以及城乡同网同价试点。目前正在国家支持下，连续三批组织了并实施100年县、200和300个县的小水电为主的农村电气化县怕建设试点，进一步推动了我国的小水电建设的发展。

2.1.6 其他可再生资源及其开发利用

除了上述可再生能源以外，中国还有丰富的海洋能资源，它包括潮汐能、波浪能、海流能、温差能和盐差能等。主要分布在大陆沿岸和海岛附近，但至今却尚未得到充分开发。据调查统计，中国沿岸和海岛附近的潮汐能资源可开发装机容量达2179万千瓦，年发电量约624亿千瓦时，波浪能理论平均功率约1285万千瓦，海流能理论平均功率1394万千瓦，这些资源的90%以上分布在常规能源严重缺乏的华东沪浙闽沿岸。特别是在浙闽沿岸距电力负荷中心较近的地方，就有不少具有较好的自然环境条件和较大开发价值的大中型潮汐电站站址，不少已经做过大量的前期工作，已具备近期开发的条件。其中，以潮汐能资源开发前景最好。据调查显示，中国潮汐能资源可开发装机容量大于500千瓦的坝址和可开发装机容量200～1000千瓦的坝址共有424处港湾、河口。其中，浙江、福建和长江口等的潮汐能资源年发电量可达573.7亿千瓦时。

从技术发展来看，我国在波力发电技术的研究方面发展较快。经过“七五”“八五”攻关，相继建成3KW、20KW岸基波力试验电站。“九五”已经将100KW岸式波力电站列为重点攻关内容，目前正在有效地进行。此外，国家海洋局还在青岛小麦岛研建了具有我国特色的摆式波力试验电站，采用最新专利技术，保证了在摆板低幅运动能发出电力。华南理工大学还研制成功铰接柱式波力发电装置，已用作南海航标灯能源。目前正在进行50KW摆式波力电站研制工作。哈尔滨工程大学连续在“八五”、“九五”期间开展了10KW潮流实验电站的开发工作，目前也取得阶段性成果。总之，通过10多年的试验研究，已使我国水动力试验技术、波力透平设计技术、发电机系统控制和选型，以及电站抗风暴等技术上升到一个新水平，并为波力发电技术的实用化、产业化奠定了坚实基础。 2.3 中国实施配额制的政策条件

作为发展可再生能源的一种新机制，政策环境的优劣对配额制的实施更为重要。目前，中国实施配额制有两个最重要的政策条件，一是西部大开发政策，二是正在进行的电力体制改革。

2.3.1 西部大开发为配额制政策的实施提供了良好机会

西部大开发是中国经济战略的一次大调整，中央和地方各级政府对西部大开发中如何保持经济与环境的协调发展提出了很高的要求。西部大开发的目标是要建设的是一个

山川秀美、经济繁荣的西部，因此，在西部开发中绝不能再走“先污染、后治理”的老路。中央为了加大西部地区的环境保护，投入了巨资进行生态环境建设，大规模退耕还林、还草，这表明了中央在西部开发中对环境的高度重视。由于能源是一切经济发展的基础，能源建设是一项重要的基础设施建设，能源需求必须能够满足西部经济发展的需要。同时西部还担负着向东部地区提供能源供应的重任。而能源开发势必对西部本来就很脆弱的生态环境产生负面作用。因此，如果在西部开发中不重视能源结构的改善，西部的生态环境将会进一步恶化。这就要求我们在西部能源基础设施的建设布局和规划的同时重视可再生能源的开发利用，各种输配设施能适应可再生能源的特点。

目前我国大部分无电人口分布在西部地区。西部地区人稀地少，自然环境恶劣，依靠常规的能源供应模式无法解决西部地区广大无电人口的电力供应问题。而在这些地区恰好是可再生能源资源比较丰富的地区，可再生能源的分布具有分散性的特点，正好适合作为分散电源，从而满足偏远地区的供能需求。在西部能源基础设施建设中，对这部分地区的电力供应应该充分考虑可再生能源的特点，建立小型区域电网等公益事业设施。

西部大开发中加强可再生能源的开发利用不仅对西部地区的环境保护有利，而且对全国的环境保护也有利，特别是对全球环境保护也可以起到积极作用。国家对西部环境保护的重视和国内外舆论对西部开发中重视环境的呼声为大力发展可再生能源提供了良好的机遇。发展西部的可再生能源，除了国家的大力支持，当地政府、企业和人民群众的支持，必须有建立合理的市场机制，为长期的、持续的可再生能源发展提供保障。

可再生能源配额制与西部大开发目标一致，可以收到互相支持、互相受益的效果。一方面，国家的西部大开发战略是发展可再生能源的强大动力，可以在西部的基础设施建设期间就考虑可再生能源发电的传输和分配；另一方面，以绿色证书交易形式实施的可再生能源发电配额制政策将给西部资源丰富地区带来很大收益，使经济发展从大城市向欠发达的西部地区和农村地区扩散，西部大开发对实行可再生能源配额制提出了现实的要求。

实行配额制后，西部地区发展可再生能源所需要的增量成本可以分摊到东部地区，西部较好的资源可以得到优先开发。东部地区为了完成配额，可以向西部地区购买绿色证书，也可以开发当地的资源，在经济上权衡后，会选择成本最低的方式。最终使可再生能源资源达到最佳配置，可再生能源的生产成本最低，社会成本也达到最低。 2.3.2 电力体制改革为配额制法律化带来挑战和机遇

电力是一个高度垄断的行业，国际上自1990年前后开始电力改革，目前许多国家的电力体制正在改革或重组当中。电力改革的核心是打破垄断、引入竞争。我国从八十年代起开始实施电力体制改革，1998年撤消原电力部，组建了以国家电力公司为主的新的电力体制。我国目前正在准备进行的电力改革以“厂网分开、竟价上网”为主要内容。在原来的电力体制下，电力部门既是企业又是政府，在实施企业行为时也担负着政府的责任和义务。由于发展可再生能源有好的环境和社会效益，作为具有政府职能的原电力部门承担了发展可再生能源电力的义务。并在1994年颁布《风力发电场并网运行管理规定》中，对风力发电实行优惠电价，风电的高电价由电力部门自己承担，对风电发展

起了极大的推动作用。但是当时的电力部门在发展风电等可再生能源时，依靠自身具有的社会调控职能解决了社会效益的高成本向社会的转移。在电力部门改制为公司以后，电力企业完全按照商业模式运做。电力公司不再具有政府职能，因而电力公司就不会自愿地单独承担起发展可再生能源所带来的具有社会效益的义务。

如果实行竞价上网，可再生能源电力的高电价加上间歇性电源所具有的缺点是无法具有竞争力的。所以在这样的改革形势下，可再生能源发电需要有新的运行机制。国际上在实行电力部门重组中，对电力公司提出了发展可再生能源的法定义务，对各电力公司设定了可再生能源发电的比例，这是可再生能源配额制产生的历史原因。配额制的出现是电力体制改革的必然结果，要么放弃发展可再生能源，要么将发展可再生能源规定为所有电力公司的法定义务，进而再转化为全社会的义务。从这个意义上讲，电力体制改革和电力法的修改和完善为配额制法律化带来机遇和挑战。在电力体制改革框架的设计中和电力法的修改中明确可再生能源发电配额制政策的法律效应，不仅对可再生能源的发展至关重要，而且对电力行业改善发电能源结构，提高能源供应的多样性，改善电力系统的安全性也是十分重要的。

2.4 可再生能源配额制立法的可行性 2.4.1 国际可再生能源发电立法的经验

2.4.1.1 案例研究

2.4.1.1.1 美国可再生能源发电立法

目前在美国共有12个州制定并实施了以RPS为特色的法律框架，本文只考查其中比较典型几个州可再生能源的立法情况。

德克萨斯州 德克萨斯于1999年6月通过了电力重组法案，力求在2002年初为零售电力建立一个开放、竞争的市场。电力改组法案包含了大量环境方面的规定。其中包括美国最激进的RPS 政策，它要求在2009 年新增可再生能源达到2000MW。

德克萨斯州的RPS要求包含在1999年5月由州长签署的电力重组法中。德克萨斯州的 RPS 法案规定：2009年新增2000 MW的可再生能源，累计容量在2009年要达到 2,880 MW （其中880 MW来自于现有设施）的目标；合格的能源被定义为包括太阳能、风能、地热、水电、潮汐能、生物质能、生物废弃物和填埋气体；要求公共电力委员会在2000年1月1日之前建立一个可再生能源的信用贸易系统和制定出实施 RPS 的规章。 对于德克萨斯RPS制订中值得一提的是可再生能源开发商与环境社团的共同行动。由于意识到RPS可能会在全面改组法案中被批准，许多可再生能源提倡者和公司联合在一起建立了一个利益共同体，在关于电力改革的法案处于听证和讨论阶段时进行游说和改进 RPS。这次努力是各州中关于建立 RPS 的最广泛和最团结的行动。

在RPS的实施细则中规定：确定一个把法律上的容量目标转化为可再生能源电力

购买要求的百分比；用现有的可再生能源抵消新增的可再生能源购买要求；描述可再生能源信用贸易的功能和特征；对没有履行RPS 义务的销售商的强制制裁；增加RPS 执行灵活性的几个设计原理，包括早期执行的银行信用，每个1年期的末期有3个月的协调期，在此期间，可再生能源购买缺口可以得到弥补；关于RPS 开始和结束期的特征；关于合格能源要求的详细指导 ，包括基于分支生产（如太阳能热水）技术和离网技术。

缅因州 该州的立法机关在1997年5月通过了电力重组法，是美国第一个把RPS作为其电力重组法一部分的州。缅因州的RPS，要求该州所有的零售电力供应者从2000年3月开始，为其最终用户提供30%的合格资源。虽然这是一个明显的高比例，但该州合格资源范围较广，包括燃料电池、潮汐能、太阳能、水电和生物质能（100MW以下），以及联合发电（包括天然气和煤）。这些系统必须获得RPS资格认证后才能为新英格兰电网服务。该州也可以说是一个典型的案例，原因是该州的可再生能源的使用比例在全美国最高，约占总发电量的50%。

缅因州可再生能源发电立法在1997年5月签署，列在附录1A中。包括：合格资源的购买比例定在30%，零售竞争形成的时间定在2000年3月；确定了合格资源的范围（见上文）；要求在零售竞争开始后的5年内，对配额制进行总结，并提出可行的改善意见。 1999年5月 ，通过对RPS优缺点进行充分讨论之后，对RPS条例进行了小的变动并最终定稿。调整的部分包括：指定了只有“高效”的联合发电系统对RPS才是合格的；配额要求适用于所有零售电力产品而不是总的零售电力供应。

和多数州的可再生能源发电立法一样，缅因州的RPS 包含在一个更大的电力改组法案中。在法案的起草过程中重要的利益相关者包括电力公司，独立的电力生产商，可再生能源所有者，开发商，倡导者，环境保护倡导者，竞争性电力服务供应商。

威斯康辛州 在1999年10月，该州成为第一个不包括零售竞争的可再生能源发电立法的州，这就为中国提供了很好的案例。在电力竞争方面的进展主要体现在批发电力竞争而不是零售电力竞争。在向批发竞争方面迈进时，该州提出了适度的可再生能源目标和战略。威斯康辛州的RPS从2001年开始为0.5%，到2011年增加到2.2%，其中的0.6%来自于1998年1月以前已经投入使用的可再生能源设备。其他则来自于新的风力、太阳能、生物质能、地热、潮汐、波浪和小水电（60MW以下）等资源。私人投资企业、市政电力企业和合作电力企业都要承担份额。

威斯康辛州1999年10月的RPS法是电力企业改革政策的一部分，主要内容包括：可再生能源购买要求从2001年的0.5%到2011年的2.2%。其中允许有0.6%的要求来自于1998年1月1日以前投入使用的可再生能源设备；具体规定了合格的可再生能源（见上文）；允许可再生能源信用和储蓄；叙述了电力企业如何RPS要求的购买义务的成本；关于对电力负荷中可再生能源超过10%的某些企业的免除义务条款；对于没有RPS义务或提供错误信息的企业处以适度的罚款（$5,000-$50,000）。 可以看出，威斯康辛州的立法比缅因州和德克萨斯州更强调RPS的设计特色，在RPS的运作和设计上更为详尽。

2.4.1.1.2 英国可再生能源发电立法

同欧洲其他国家相比，英国在可再生能源方面起步较晚，但目前却发展迅猛，效果显著。其中的主要原因是采用了称为非化石燃料公约（The Non-Fossil Fuel Obligation, 简称NFFO）的可再生能源发展政策。该政策带有一定的法律效力，其主要内容是：英国的地区电力公司有义务或责任，保证其所供应的电力，要有一部分来自于非化石燃料资源。它为应用非化石燃料资源生产电力提供了一种保障的市场机制，其目的是要建立一个初级可再生能源市场，以便在不远的将来，在不需要政府的财政支持下，使可再生能源与常规能源发电相竞争。要实现这一目标，可再生能源发电价格必须向常规能源发电的市场价格趋进。因此，需要一个有效竞争的可再生能源项目开发的分配手段或运行机制，来保证NFFO 的实施。

英国非化石燃料公约实施机制的最大特点是由政府发布，通过招标和投标选择可再生能源项目开发者，竞标成功者将与项目所在地的主管电力公司按中标价格签订购电合同，合同期限在每次非化石燃料公约中都有明确规定。由于可再生能源发电成本目前仍高于常规能源发电成本，地区电力公司所承受的附加成本，即中标合同电价与平均电力交易市场价格之差，通过政府“征收化石燃料税”的财政支持来补贴。这一措施有效地吸引了诸多的公司或企业来投资可再生能源发电项目。

从1990年10月第一轮NFFO发布，到1997年11月第五轮NFFO发布，这期间，英国的可再生能源从无到有，发展迅速。截止1997年9月30日，前4轮非化石燃料公约的总计合同容量达到了2094.195MW，实际完成合同容量444.32MW。同时，可再生能源的开发成本也大幅度下降。例如，第四轮与第三轮相比，合同容量的平均电价下降了19.5%。另外，最低的竞标合同电价，如城市和工业废弃物流化床燃烧最低竞标电价为2.66便士/kWh，该电价已经非常接近于1996年电力交易市场的平均电价（Average Pool Price）2.5便士/kWh。

为了保障可再生能源的开发，自1990年以来，英国和威尔士已经出台了相应的法令。在苏格兰和北爱尔兰也进行了类似的计划。从1999年初开始，已经签定了288个项目合同，可再生能源的生产能力达到了705MW。在1999年3月，英国贸工部发布了一个可再生能源发展草案，再次确认了对于发展可再生能源产业和增加研究和发展经费的许诺。而且正在准备实施正式的RPS计划，保证实现可再生能源能够提供10%的电力目标。

2.4.1.1.3 荷兰可再生能源发电立法

荷兰在可再生能源特别是风电开发方面的成就显著。这主要得益于政府对可再生能源的重视及所采取的立法保障。1998年，荷兰政府颁布了一项新的电力法，在该法中，对电力的生产、运输和供应制定了一系列的标准。更重要的是，在新电力法中规定了实施绿色证书计划。在绿色证书计划中具体规定了用户有购买最低限量绿色电力的义务。1998年2月，荷兰政府与代表所有电力公司的荷兰电力协会协商有关自由配额的协议，在协议中规定了到2000年总电量消费的3%约1700千MWh来自可再生能源。这一标准适用于公司的总销售额，并非单个的产品或合同。根据计划，每向电网中输入10千MWh的可再生能源的电量，厂商就会获得一份“绿色证书”，其市场价格为0.03-0.05荷兰盾/kWh。达不到要求的公司每kWh要付5分荷兰盾的罚金。

2.4.1.1.4 德国可再生能源发电立法

近年来，德国的可再生能源发展也相当迅速，这也主要归因于德国在可再生能源方面的立法。其中，1990年供电法的实施促进了风能利用的快速发展。1998年，德国开发了793兆瓦的风力发电机，而1999年该数字就增长了近一倍，达到1568兆瓦。目前德国的总装机容量为4400兆瓦，大约占欧盟的50%，世界的30%。德国的7879台风力发电机每年大约能生产85亿kWh的电力。风电产业提供了25000个就业机会，1999年的营业额约为17亿美元，总产量的20%出口到了国外。

德国又提出了一个基于供电法的新能源优先法（EEG）。其宗旨是：有利于大气和环境的保护以及持久地保障能源供应，显著提高新能源对电力供应的贡献，在2010年前使新能源在总的能源利用中的分额至少增长一倍，即从2000年的5%增加到2010年的10%，从而以实现1997年欧洲议会在可再生能源白皮书中所确立的目标。

由于有法律保障，德国在可再生能源发展方面的收益也是相当可观的。根据德国可再生能源协会的测算，如果把对当地和全球环境的利益和能源安全供应的利益相加，在中等条件下，德国每年可获得的收益可折合约40亿美元，同时还可以提供8万个就业机会。

2.4.1.1.5 丹麦可再生能源发电立法

为了加速可再生能源的开发，丹麦采取了一系列的措施，首先制定了命名为“21世纪的能源”的能源行动计划，该计划的目标是在2005年，全国的CO2的排放量要比1988年减少20%，而到2030年要减少50%。为了保障这一宏伟目标的实现，丹麦政府将从两个方面着手，一方面是在节约常规能源的同时切实提高能源的利用效率，另一方面是提高可再生能源的利用比例。可再生能源的利用比例将由目前的10%左右提高到2005年的12%-14%。预计到2030年要达到35%的水平，平均每年增加1%左右。其次，进行电力体制改革，并于1999年3月制定并通过了包括可再生能源发电目标的电力改革方案，在该方案中规定绿色电力的份额必须从现在的10%增加到2003年的20%。为了保证计划的执行，丹麦在新公布的电力供应法中明确要求电力公司有义务以固定的价格，向小规模的热电厂或可再生能源发电商购电。同时，根据改革计划，今后对可再生能源电力的支持将逐步转换为以竞争和贸易为基础的配额制度。到2003年底，所有的消费者必须确保电力消费中至少有20%的电力来源可再生能源。再次，计划引入绿色证书系统并通过近海风场的招标程序加以实施。此外还采取了许多过渡性的政策，如逐步取消对风电的补贴（0.17克郎/kWh）；继续征收CO2税（0.10克郎/kWh）用来对可再生能源发电企业的补偿；政府规定可再生能源的最低价格，直到绿色市场的有效运行。

2.4.1.1.6 澳大利亚可再生能源发电立法

1999年11月，澳大利亚联邦政府宣布了支持国家可再生能源的发展目标。规定了到2010年的可再生能源发电量应增加到25500GWh，相当于全国总发电量的12%。可再生能源的供应量增加2%。该政策计划在全国范围内实施，要求所有的州和地区的电力零售商和批发商都应按比例执行这个措施。保证措施也将通过联邦立法实现，并计划于2000年开始正式实施。具体操作上计划引进可再生能源绿色证书系统（可再生能源

newable Energy Certificates）。首先，确定了在资源和技术方面是合格的可再生能源，包括太阳能、风能、海洋能、水力、地热、生物质（沼气等）、农作物副产品、林业产品副产品、食品加工和加工工业的副产品、污水、城市垃圾、太阳能热水系统、可再生能源独立电力供应系统（RAPS）、使用可再生燃料的燃料电池。由此确定可再生能源厂商，合格的可再生能源厂商每生产1兆瓦小时的电量就得到一份绿色证书。责任方可以通过与可再生能源厂商签订合同获得绿色证书，或者以与个别当事人协商的价格购买绿色证书。证书可以在市场上进行交易。在每年的年末，应履行义务的批发商和零售商都要向管理者提供足量的绿色证书以证实各自已经完成了规定了义务。对于未完成规定配额的责任人处以罚款，处罚标准定在$40/MWh。但同时还规定如果在以后的三个季度内弥补了以前应完成的配额，则可以退回罚金。预计2010年，政策的实施将使电力的平均价格提高1.3%-2.5%（大约38c-95c/MWh），根据发电成本计算约 18亿-3亿澳元。

2.4.1.2 国际可再生能源配额制立法的经验总结

通过对上述国家和地区在进行配额制立法的比较分析，可以得出许多可资借鉴的成功经验。同时，我们也可以看出国外的RPS也有许多不完善的方面，这就需要我们在把RPS引入中国的时候加以适当改进和完善，以便制订出符合中国国情的RPS，使中国的可再生能源发展纳入法制化轨道，这不但可以推动中国可再生能源的开发，同时也是对RPS系统的完善。

2.4.1.2.1 国外可再生能源立法的成功经验

通过对国外的案例研究，我们认为在可再生能源发电立法方面有以下经验值得借鉴。 第一，确定合格的资源和技术范围。

只有确定了合格的资源和技术才能确定可再生能源厂商，从而准确地确定可再生能源的数量和配额比例。例如，美国德克萨斯州确定的合格能源被定义为包括太阳能、风能、地热、水电、潮汐能、生物质能、生物废弃物和填埋气体；澳大利亚确定了合格资源确定了在资源和技术方面是合格的可再生能源，包括太阳能、风能、海洋能、水力、地热、生物质（沼气等）、农作物副产品、林业产品副产品、食品加工和加工工业的副产品、污水、城市垃圾、太阳能热水系统、可再生能源独立电力供应系统（RAPS）、使用可再生燃料的燃料电池。

第二，确定具体的目标及实现目标的期限。

目标和期限的确定有利于RPS的执行。例如，德克萨斯州的 RPS 法案规定：2009年新增2000 MW的可再生能源，累计容量在2009年要达到 2,880 MW （其中880 MW来自于现有设施）的目标；威斯康辛州的RPS要求，从2001年开始为0.5%，到2011年增加到2.2%；缅因州的RPS，要求该州所有的零售电力供应者从2000年3月开始，为其最终用户提供30%的合格资源。在荷兰，政府与代表所有电力公司的荷兰电力协会协商有关自由配额的协议，在协议中规定了到2000年总电量消费的3%约1700千MWh来自可再生能源。在丹麦，RPS规定可再生能源的利用比例将由目前的10%左右提高到2005年

的12%-14%，预计到2030年要达到35%的水平。在德国，新的可再生能源法的目标是：可再生能源的发电比例从2000年的5%增加到2010年的10%。

第三，进行可再生能源方面的立法。

以法律的形式强制实施，对不能完成配额的处以罚款，这在引入RPS的各国是普遍实行的。立法可以使RPS更为规范，更具有强制性和可操作性，便于政策的实施。例如，1998年，荷兰政府颁布了一项新的电力法，在新电力法中规定了实施绿色证书计划。在绿色证书计划中具体规定了用户有购买最低限量绿色电力的义务。在美国，具有现代特征的可再生能源产业的发展更归因于在加利福尼亚、缅因州、纽约和其他美国几个州80年代中期所采用的法律手段。其中以加利福尼亚实行的公共电力管制政策法案最具代表性。这种做法是基于标准的长期合同条款以及强制性的固定价格的规定。这些长期合同的签订在80年代中期创造了一种市场环境，在这种市场环境下，可再生能源的开发商可以根据极具吸引力的长期合同来出售电力。在德国，在1990年供电法的基础上又提出了新的新能源优先法（EEG）。

2.4.1.2.2 国外可再生能源立法中存在的问题

尽管国外在针对RPS的可再生能源立法方面有许多经验，但作为一种新的政策，RPS的立法在运行中也存在着诸多不足而有待继续完善。例如英国的NFFO在实施中就存在着明显的问题：

第一，技术方面的问题。

纳入NFFO中的风电项目目前竞争性较差。一些新的可再生能源技术如波浪能和潮汐能发电技术尚未纳入NFFO之中。

第二，中央与地方政府之间关系的协调问题。

虽然根据NFFO的规定，一旦一个投资者得到NFFO合同，他就得到了保险的购电合同，只要发电，投资者就有利润可赚。但是，NFFO 的合同并不保证，也没有许诺投资者可以得到地方政府建设项目规划的批准，以及公有或私有土地使用权的获得。因此，NFFO 签订了许多合同，但并不是所有合同最终都能够实现。由于不同技术组的合同对所选地点的要求不同，项目建成后对当地产生的影响也不同，因此，地方政府和土地所以者对项目的看法也不同。这就需要协调中央与地方之间的关系。

第三，NFFO的实施机构与政府的环境保护机构的协调问题。

由于政府的环境机构并没有真正介入到NFFO运行机制的操作过程中，该公约没有能够充分发挥环境法效力。

第四，NFFO的连续性问题。

由于纳入NFFO的开发项目是随着公约公布分次进行的，这就使得可再生能源的开发呈间断性进行，影响了可再生能源技术的开发与利用市场的繁荣与稳定。

再如美国的RPS在实施中也存在许多教训：

首先，美国只把RPS作为电力改革方案的一部分。由于包括电力公司和工业用户在内的诸多部门的反对，因此，至今尚未制订独立的RPS法。

其次，有的州没有制定明确的可再生能源发展目标。例如缅因州的RPS目标不明确，同时忽视了可再生能源购买义务和合格的可再生能源技术范围之间的关系，从而导致了RPS无法达到应有的政策目标。

再次，在法律中对RPS的有效实施方面的内容尚不详尽，需要进一步制定实施细则。 由于RPS是新生事物，同时由于每个国家都有特殊的国情，因此在制定和实施本国的RPS政策时，各国都遇到了不同的问题。认真研究这些问题对中国来说非常重要。

2.4.1.3 对中国可再生能源发电立法的建议

中国是个发展中国家，资源和环境问题一直困绕着国民经济的持续健康发展，因此，中国政府也希望通过扩大可再生能源的开发获得更多的环境效益。针对中国的实际，结合国外可再生能源发电立法的实践，我们提出以下建议：

首先，争取在“十五”计划期间要制定保障RPS政策顺利实施的法律框架和相对独立和强有力的监督机制，使电力行业能够供应一定比例的可再生能源电力。我们建议可以把RPS作为电力体制改革的一部分，在电力法修改中加以体现。

其次，应尽快建立可再生能源方面比较明确的国家目标和政策，同时尽快出台省一级的实施细则，并在国家和地方相应的立法中得以体现；

另外，为了配合可再生能源法的制定与实施还应该做好以下工作：

第一，以经济体制改革特别是中国电力体制改革为契机，推动电力行业的市场化进程，为可再生能源电力的开发提供适宜的市场条件；

第二，制定相应的协调计划和政策；

第三，采取必要的经济或财政措施，保证RPS计划和政策的制定和实施，迅速提高

中国可再生能源的利用比例；

第四，支持RPS信息的普及和教育计划的实施等，以这些手段来加快中国可再生能

源的开发进程。 2.4.2 中国可再生能源发电配额（RPS）立法的社会经济条件

2.4.2.1 配额制立法是调整和优化我国能源利用结构的要求

中国经济已经经历了长期的高速增长，今后能否保持稳定发展的势头，其中一个重要影响因素是能源工业能否适应国民经济发展的需要。尽管我国有丰富的能源资源，但结构不尽合理。例如，我国常规能源结构以煤炭为主，在电力能源消费构成中，煤电电量占80%以上，已经给生态环境带来了极大的压力，亟待改变电源结构，调整和优化能源结构。

从世界能源发展的趋势来看，加强新能源发电的开发力度，加快新能源发电的步伐，是各国共同的发展趋势。国内外的许多权威人士预测，在本世纪，随着能源资源开发的继续，可再生能源将会越来越显示出其重要作用。我国新能源资源丰富，全国的太阳能

平均为5.9×106 kJ/(m2·年)，风能的理论可开发总量约为3 200 GW，其中可利用的约有253 GW。此外，我国还有地热能、潮汐能以及生物质能等可再生能源。新能源和可再生能源的开发，既可充分利用自然资源，同时又可减轻经济发展对环境所带来的巨大压力。

中国是个发展中国家，资源和环境问题一直困绕着国民经济的持续健康发展，因此，目前中国政府正在开展广泛的国际合作，积极引进国际上先进的政策手段，例如，可再生能源配额制（RPS）、系统效益收费（SBC）等政策来促进国内的可再生能源的开发，并希望通过新能源和可再生能源的开发来达到以下目标：

      

保证能源资源的可持续利用，进一步贯彻环境保护基本国策； 减少CO2 的排放量，为控制全球气候变化做贡献；

降低SO2以及其它污染物的排放量，从而减少酸雨的危害范围；

为国家产业的发展提供新的机遇，迅速提高国内产品在世界市场上的份额； 实现能源供应的多样性和安全性； 促进农村经济的发展和就业率的提高；

在尚未被电网所覆盖的农村地区实现电气化。

然而，与欧美一些发达国家相比，中国在提高可再生能源利用比例的过程中将面临许多需要克服的障碍。主要包括：没有清晰的可再生能源发展目标；在可再生能源系统供给方面缺乏公平的竞争；缺乏政府支持；相对薄弱的工业基础；缺乏协调机制。要想克服上述障碍，就必须采取一些手段来加快中国可再生能源的开发进程。这些手段包括：建立明确的国家目标和政策；制定保障新能源政策顺利实施的法律框价和相对独立和强有力的监督机制；为可再生能源电力的开发提供适宜的市场条件以及制定相应的协调计划和政策等。我们认为，在上述诸手段当中，强制性的法律手段的实施将最为有效。

2.4.2.2 可再生能源发电立法是完善社会主义法制的客观要求

国内外的法制实践已经证明，尽管世界各国的政治制度、经济制度存在相当大的差异，但在依法治理国家方面都是相同的，所有的发达国家，无不是靠强化法律手段来管理社会的。我国正在建立和完善社会主义市场经济体制，客观上要求用法律手段来规范一切经济关系和经济行为，使法律成为调节各种经济关系和经济活动的重要手段。因此，加强法制建设一直为我国政府所倡导，“依法治国”也已经成为今后治理国家的基本方针。在法制建设上，我国已经取得了明显的进步，为经济的发展和社会的进步提供了强有力的法制保障。完善社会主义法制的作用归纳起来包括：为我国社会主义市场经济发展开辟了道路；保障了社会主义全民所有制、集体所有制财产不受侵犯，保护了个体经济的合法权益；强化了国家对宏观经济管理以适应社会主义商品经济的发展；鼓励发明创造，振兴科学技术进步；调整各种经济成份、经济形式和经济组织之间的关系，促进了社会生产力的发展；鼓励竞争，促进联合，加强横向经济联系和协作，促进了社会主义市场体系的形成；推进和保障了经济体制改革，增强了企业和基层经济组织的活力；推进了对外开放，在平等互利的基础上，扩大了国际间经济技术合作和对外贸易的发展；加强了法律队伍的建设，造就了一批法律人才；及时、正确地处理经济纠纷，对保护当事人的合法权益，制约违法行为方面也起到了重要作用。

尽管我国加快了法制建设的步伐，已经颁布了一系列法律和法规，还有许多法规在拟定过程中，国家的法律体系正在得到逐步完善。在这种情况下，用法律手段确定可再生能源的发展地位必将成为完善我国社会主义法律体系的重要一环。

2.4.2.3 可再生能源发电立法是适应我国电力体制改革的要求

由于可再生能源的开发和利用是整个电力工业发展的重要组成部分，而且正日益成为电力工业的发展方向，因此，电力体制的变化将对可再生能源的开发产生作用，并直接影响可再生能源的发展地位。众所周知，电力工业是我国国民经济的重要部门，我国政府一直强调要把电力建设放在突出的位置上来抓，提倡多渠道集资办电，不断加大电力建设的力度。目前，为了适应电力发展的需要，电力行业正面临着投资主体多元化，利益主体多元化和权利主体多元化的新形势。社会各界对政企分开、厂网分开、竞价上网，售电放开，建立与培育电力市场，实行电力监管等呼声越来越高。另外，对加强电力行业的立法，用法律手段来规范和保证电力体制改革的顺利进行和电力工业的可持续发展的要求也很强烈。

中国电力体制改革、电力事业的发展需要有法律指导，需要将已成熟的改革措施上升到法律层次，因此，客观上需要完善整个电力法律体系。在这一大背景下，采取法律手段确立可再生能源的发展地位正适应了电力法律体系建设的客观要求。 2.4.3 中国可再生能源发电立法的工作基础

过去几十年，我国对能源的管理主要是靠行政手段，尽管对法规、规章、制度的制定也十分重视，但真正能够上升为国家法律法规的规定很少，多数属于部门规章或行政规范性文件，许多重要的规定不够规范化、法律化。值得注意的，至今我国尚没有专门的可再生能源发展方面的法律可资遵循。但要制定和实施可再生能源发电的立法，可以以现有的与能源发展相关法律、法规、政策为基础，要认真研究和考查，尽量避免配额制政策与现行法律、法规、政策相冲突。

与可再生能源发电的立法直接相关的法律是有关能源方面的立法，特别是电力法，其次是有关经济法和环境保护方面的法律。另外，国家颁布相关法规，政策也是应该考虑的。下面简单列举出与确立可再生能源法律地位有关的法律法规和政策，而与可再生能源发展直接相关的法律法规及其具体条款见附录1（可再生能源发展直接相关的法律、法规、政策及其具体条款）。

2.4.3.1 能源方面的法律、法规与政策

改革开放以后，特别是从九十年代开始我国逐渐加强了能源方面的立法，先后颁布了一系列能源方面的法律、法规，如《中华人民共和国矿产资源法》（1986.3）、《中华人民共和国煤炭法》（1996.12）、《中国人民共和国节约能源法》（1998.1）、《中华人民共和国电力法》（1995.12）、《电力工程施工招标投标管理规定》（1995.7）、《电力工程建设监理规定》（1995.7）、《国家计委关于石油、天然气勘探开采登记管理有关问题的通知》（1995.9）、《电力工程设备招投标管理办法》（1995.9）、《电力供应与使用条例》（1996.4）、《重点用能单位节能管理办法》（1999.5）、《国务院批转国家经贸委等部门

关于进一步开展资源综合利用意见的通知》（1996.8）等。在许多法律和法规中都强调了开发利用可再生能源，加强环境保护问题。因此，这些法律、法规构成了今后制订强制性电力市场配额（RPS）的重要基础。

2.4.3.2 环境保护方面的法律、法规与政策

可再生能源的开发利用的目的一是节约能源，二是保护环境，防止环境遭受污染和破坏，因此，制订可再生能源配额制（RPS）过程中必须参照有关环境保护方面的法律和法规。主要有《中华人民共和国环境保护法》（1989.12）、《中国21世纪议程》（1994）、《中华人民共和国大气污染防治法》（1996.7）、《国务院办公厅转发国家计委国家科委关于进一步推动实施中国21世纪议程意见的通知》（1996.7）、《环境标准管理办法》（1999.4）等。这些环境方面的法律、法规和政策是制订可再生能源配额制（RPS）的重要依据。

2.4.3.3经济方面的法律、法规与政策

可再生能源的发展既是资源利用问题，同时也是经济发展问题。因为，可再生能源的开发利用必须走商业化和产业化的道路。在商业化和产业化的过程中所发生的一切行为必然要接受经济法的调节。而对于专门针对可再生能源发展所制订的再生能源法也必须与现有的经济法相衔接，相协调，避免相互矛盾。

目前，可再生能源发展所处的国内法律环境越来越复杂，与开发、建设、生产、运营、经营、管理活动直接相关的法律和行政法规1000多部，其中法律310多部，行政法规800多部，法制的统一性要求可再生能源发电的立法必须从国家法制建设的整体和全局着眼，同其他法律法规相衔接、相一致。经济法体系中包括企业的组织法，经营法和管理法三大部分。我国目前已经颁布的与未来可再生能源发展相关的经济法主要包括：《中华人民共和国公司法》（1993.7）、《中华人民共和国经济合同法》（1993.9.）、《中华人民共和国招标投标法》（2000.1.1）、《中华人民共和国计量法》（1985.9）、《中华人民共和国价格法》（1998.5）、《中华人民共和国消费者权益保护法》（1993.10）、《中华人民共和国反不正当竞争法》（1993.9）《中华人民共和国产品质量法》（1993.2）、《中华人民共和国增值税暂行条例》（1994.1）、《中华人民共和国企业所得税暂行条例》（1993.12）、《中华人民共和国进出口关税条例》（1987.9）、 等。可再生能源企业的电力营销价格、计量、质量等等都在上述法律的约束之下，因此上述法律、法规也是在可再生能源发电的立法中必须考虑到的。

据初步考查，我们把中国现有的法律法规和政策中与发展可再生能源直接相关的法律、法规和政策及其具体规定进行了归纳，并就相关法律、法规和政策对确定可再生能源法律地位所起的作用进行了评述。

从附录1中所列举的相关法律可以看出，中央有关可再生能源开发的法律、法规和政策并不少，这些法律、法规和政策可以作为确定可再生能源法律地位的法律基础。同时，我们也应注意到，在我国的法律体系中，地方有关可再生能源方面的立法几乎还是空白，这不利于国家可再生能源方面法律、法规和政策的实施，今后应特别加强。在以上所有的法律法规和政策的条款中，对于发展可再生能源的规定还很笼统，明显地缺乏

可操作性。因此，为保证可再生能源的发展，今后在对相关法律修改过程中，应该克服上述缺点。

通过上述分析，我们认为，适应我国社会与经济发展的客观需要，以现有的相关法律法规为基础制定并实施可再生能源发电的立法是完全可行的。 2.4.4 可再生能源发电立法的实现途径

为推进可再生能源的发展，在“十五”计划期间应该制定相应的法律法规，将可再生能源发电在全国总电力供应中占有一定比例作为有法律效应的规定。使社会各界明确，国家的决策层对发展可再生能源产业的决心是坚定的和长期的。而制定并实施可再生能源发电的立法是最能够体现我国政府确立可再生能源发展地位的重要形式之一。 从实际来看，目前中国尚未具备制定独立的可再生能源法的条件，因此，我们认为比较明智的办法是：通过对我国现行的与可再生能源发展相关法律的修改来体现，并以《电力法》和《能源节约法》的修改为主。原因很简单，因为，我国正在推进整个电力体制的改革，正在着手进行《电力法》的修订，这就为确立配额制的法律地位提供了难得的历史机遇。一旦失去这次机遇，配额制立法工作将延缓进程。所以，我们主张配额制立法，必须搭上《电力法》修改这趟便车。最重要的是要在新修订的《电力法》中明确规定可再生能源的发电比例。九届人大四次会议中有关立法的讨论中已经明确提出，原有法律的修改和新法律的制定在中国具有同等的地位和作用，因此对相关法律的修改来贯彻发展可再生能源的目标是行之有效的途径。

1995年12月28日通过的《中华人民共和国电力法》和1997年11月日通过的《中华人民共和国能源节约法》都提到了要发展可再生能源，但都没有具体的量化指标。例如，《电力法》第一章（总则）第五条规定“电力建设、生产、供应和使用应当依法保护环境，采用新技术，减少有害物质排放，防止污染和其他公害，国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电”。在第六章（农村电力建设和农业用电）第四十八条规定“国家提倡农村开发水能资源，建设中、小水电站，促进农村电气化。国家鼓励和支持农村利用太阳能、风能、地热能、生物质能和其他能源进行农村电源建设，增加农村电力供应”。《能源节约法》第一章（总则）中的第四条也规定了国家鼓励开发、利用新能源和可再生能源。在第三十八条中规定 “各级人民政府应当按照因地制宜、多能互补，综合利用、讲求效益的方针，加强农村能源建设，沼气、太阳能、风能、水能、地热能等可再生能源和新能源”。 在《电力法》中根本没有鼓励可再生能源发展的规定。虽然在《能源节约法》第十一条中提到了“国务院和省、自治区、直辖市人民政府应当在基本建设、技术改造资金中安排节能资金，用于支持能源的合理利用以及新能源与可再生能源的开发”，但具体资金安排的比例多高给新能源与可再生能源却没有规定。

因此，在对《电力法》和《能源节约法》修改过程中，要具体体现中国的可再生能源配额制应反映的主要方面，包括：

规定全国可再生能源最低配额标准。例如，把国家计委在“十五”计划中确定的实施5.5%的全国可再生能源配额标准，用法律形式加以确定。











确定可再生能源的监督管理机制。用法律形式确定相对独立的管理机构及其权利与义务。

把促进可再生能源产业发展的产业政策用法律形式固定下来。这些产业政策包括可再生产业发展的税收优惠政策、政府补贴政策等。

把鼓励可再生能源技术的研究与开发政策用法律形式固定下来。这些政策主要包括对可再生能源技术在研究、开发和商业化过程中的资金筹集与使用、利润分配过程中所享受的税收减免等方面的规定。 规定可再生能源发展的地区政策。这些政策要与国家西部大开发战略相协调，应有利于支持“老、少、边、穷”地区的可再生能源的开发和农村电网建设。 规定具体的激励与惩罚措施。例如，对完成或超额完成最低配额的地区和企业，规定具体的奖励措施和标准，对完不成最低配额的地区和企业规定具体的惩罚措施等。

在对《电力法》和《能源节约法》的修订中，要严格根据现行宪法和两个组织法即《中国人民共和国人民代表大会组织法》和《中华人民共和国各级人民代表大会和地方各级人民政府组织法》的有关规定的要求进行，具体程序是：



成立法律修订委员会，该委员会应该由三部分人组成。一是对环境与资源法有较深的研究和较高的理论水平，精通和熟悉相关的法律、法规和规章，最好还具有一定的立法实践经验。二是要有与能源相关的自然科学家参加。其次要有具有丰富经验的能源管理专家和公职人员参加，他们应当熟悉和了解我国能源管理的状况、有较高的政策水平和行政管理的经验，了解中国能源问题的所在和通过何种立法措施解决这些问题。

在明确目的和指导思想的前提下进行调查研究。弄清楚现行法律和法规中都有哪些与《电力法》和《能源节约法》修订有关，特别是弄清楚哪些与修订的法律相冲突。

拟定法案修订提纲。在明确《电力法》和《能源节约法》修订目的、总结立法经验和调查研究并充分占有资料的基础上，拟订修订提纲，在整体上确定法案的规模、结构和逻辑。

正式起草修订法案。在原《电力法》和《能源节约法》的框价下，通过起草对法案进行修订，把上文提到的可再生能源配额制（RPS）的相关内容贯穿其中。 征求有关方面的意见和论证。范围应包括：法案的决策部门；与能源法案有关的各部门、组织的人员；有关专家和学者。征求意见要全面、系统，归纳整理后还要充分论证，以便采纳合理意见进行反复修改。 形成正式修订法案，提交人民代表大会讨论表决。正式稿在通过起草小组认为满意，无需再作修改时，报请法案决策者审查同意后提交人大通过并公布实施。











通过本次研究，我们没有发现与可再生能源发电相关的地方性法规。我们的观点是，在缺乏全国性的可再生能源发电立法的情况下，地方各省市区本应先行一步，根据本地可再生能源的发展情况，在当地的立法权限内制定地方性法规。虽然没有哪个省份在可再生能源发电立法方面走在前面，原因可能很多，但可再生能源发电

的立法在地方，特别是那些可再生能源资源丰富的省区是非常必要的。遗憾的是，这一问题并没有引起地方的足够重视。

有鉴于此，我们建议，在完成《电力法》或《能源节约法》的修改之后，地方政府应该积极制定出适合当地可再生能源开发条件的实施细则，必要时在全国的法律框架下出台地方性法规，以加速当地的可再生能源的开发进程。

我们认为，国内可再生能源发展的激励政策主要以税收的减免、价格的优惠以及一系列的补贴为主。总体来看，这些措施主要沿袭了计划经济体制下的做法。尽管起到了一定的作用，但同时也带来了许多弊端。首先，税收减免的随意性损害了税法执行的严肃性；其次，在某些行业实行价格优惠与补贴，这是与市场经济条件下所要求的平等竞争的原则相违背。而国际上对可再生能源发展主要是采取以配额制为代表的制度化和法制化的政策。这种强制性的法律手段是与市场经济体制相适应的，也是中国在建立有中国特色社会主义市场经济体制过程中，在开发和利用可再生能源过程中应该注意学习的成功经验。因此我们认为完全有必要进行配额制的立法研究和各种准备工作。 2.5 中国绿色证书交易系统建立的可行性 2.5.1 绿色证书交易系统的概念和构成要素

2.5.1.1 概 念

绿色证书，是作为一个易于公众确认的标志，代表某发电商生产的一定量的可再生电力。我们可以指定一个绿色证书代表一定数量的可再生能源发电。绿色证书交易系统是指专为绿色证书进行买卖而营造的市场。若实施RPS政策鼓励可再生能源发电产业的发展，首先要确定可再生能源发电的配额目标，并且将国家的总目标用公平、合理的原则分摊到省市或地区，成为省市的可再生能源发电的配额目标。之后各省或地区，在完成可再生能源发电配额目标的要求下，对于超额部分的可再生能源电力，由专门的管理机构发给绿色证书。绿色证书的持有者能够将绿色证书在交易市场出售，并且能够以竞标方式出售给出价最高的购买方。当然，绿色证书的需求者也可以在交易市场上购买绿色证书。当某省或某地区不能完成自己的可再生能源发电配额目标时，他们能够在绿色证书交易市场上通过购买绿色证书的形式完成本省的配额目标。

绿色证书交易系统具有如下特点：  绿色证书独立于电力交易  1个绿色证书代表一定量的可再生能源电量  绿色证书仅在当年的生产年度有效  靠足够数量的绿色证书实现目标 2.5.1.2 构成要素

绿色证书系统一般由以下要素构成：



绿色证书：一个可交易的绿色证书是发证机关的一个证明。它表明在一个确

定的期限内，一个标准量的可再生能源发电量已经被生产并且供给输配电网。

证书有唯一的编号用以识别，证书上包含发电商、可再生能源品种、发电的技术类型、生产期、以及交易范围（国内或国际之间交易）等信息。



发证机关：一个国家或地区负责发放绿色证书的管理机构。发证机关同样负责审核绿色证书交易和注销绿色证书。因此，在任何情况下，发证机关不能是发电商、交易登记机关或绿色证书的持有者。

绿色证书交易管理数据库：这是发证机关及其绿色证书交易管理办公室对本地区可交易的绿色证书进行登记和管理的数据库。

交易登记机关：交易登记机关是一个登记可交易的绿色证书的机关，并由发证机关授权。





2.5.2 绿色证书交易系统产生的国际背景

目前还没有任何一个国家对可再生能源电力销售全部实行绿色证书交易计划。荷兰已经实施了一个自愿的可再生能源电力销售计划，但也有一些制约。目前，由欧洲各国组成的一个重要组织正在详细研究和设计绿色证书交易系统。丹麦、荷兰、比利时和英国等国家都承诺把绿色证书交易立法，并且将绿色证书交易作为RPS政策实施的一个组成部分。 欧盟资助了大量有关研究绿色证书交易运作机制的项目，其中之一是RECS集团，其成员来自于所有目前考虑使用绿色证书交易的欧洲国家，他们是丹麦、比利时、荷兰、挪威、德国、英国和意大利，见附录表4-12。

表4-12 欧洲各国RPS政策实施措施的比较

国家 澳大利亚 比利时 丹麦 意大利 荷兰 英国 RPS 监督形式 建议采用可交易绿色证书 建议采用可交易绿色证书 建议采用可交易绿色证书 可交易的绿色证书 建议采用可交易绿色证书 绿色证书发放人 指定一个管理者 未定管理者 由丹麦能源监管部任命和监督的发放机构 未定 开始由电力公司自愿，将移交给政府下的独立实体 建议象电力管理部门一样 在绿证系统的运行中，已经有一定的经验教训可供参考：

       

在完成配额目标方式上有灵活性，如可以存贮和借支证书；

需要保持长期安全的环境，在目标到达日期后延长至少10至15年； 需要绿色证书交易场所； 需要过度目标；

使用证书签发和登记软件；

RPS的辅助政策很重要，如系统效益收费等； 绿色证书系统=优良的跟踪系统；

RPS政策在实施日期前应该广泛宣传。

2.5.4 实施绿色证书交易系统的目的和作用

采用绿色证书交易系统作为可再生能源发电配额制政策（RPS）的具体实施措施，其目在于，引入市场竞争机制作为激励可再生能源发电的手段。其主要作用是促进可再生能源资源和资金的合理分配。各省将通过绿色证书交易市场，完成本省可再生能源发电的配额目标。绿色证书的价格，是按照可再生能源发电价格高出市场电价的部分来确定的。当然，在计算可再生能源发电价格时，是在综合计算了全国不同地区和不同技术的可再生能源发电潜力的边际成本后确定的。这意味着无论是在资源丰富地区，还是在资源匮乏地区；无论采用性能价格比好的技术，还是不好的技术，都能够通过绿色证书交易市场发挥当地的优势、避免劣势，以最低的成本完成可再生能源发电目标。从资源角度看，资源丰富地区将优先发展可再生能源（这些地区通常分布在中国的西部）。在完成配额目标基础上，将超出部分的发电量在交易市场上卖出，从而获益并可将收益作为进一步开发的投资；而资源贫乏地区因本地的开发成本高于资源丰富地区，即高于交易市场价格，那么，以购买交易市场上的绿证来完成配额目标是他们的最佳选择。这些地区往往分布在中国东部和沿海地区，他们将用经济发达的优势弥补资源的劣势和能源的需求。由此可以看出，绿证交易过程是促进可再生能源资源潜力有效开发的过程，是促进可再生能源开发成本降低的过程。绿证交易使资金向中国西部欠发达地区的可再生能源供应者转移，而资源从西部传输到东部。绿证交易市场促进了资源和资金的合理分配，使可再生能源开发利用进入了良性循环状态。

一旦确认实施计划了，那么绿色证书就是可再生电力的会计核算问题。绿色证书可以作为一个易于确认的指标，代表某发电商生产的一定量的可再生电力。绿色证书可以被发电商、供电商和最终用户用来证明他生产或购买了这种电。如果有必要的话，它同样可以用来确认为了完成义务电被生产了或被购买了。在这种情况下绿色证书将提供给确认义务是否完成的团体（如管理者）。在这样一个体系中，绿色证书不含有任何价值，只是一种确认凭证。这通常被称为绿色证书，有别于可交易的绿色证书。 一旦证书的交易在所谓的可交易绿色证书体系得到许可，那么环境价值（以及其他纯电之外的价值）就会在证书中得以体现。可交易的绿色证书的优点在于这些价值可以独立于在电力市场出售的电之外进行交易。证书可以在一个更大的范围内进行交易，而不局限于电网、省市或者国家。证书交易的区域只受该地区是否承认证书的有效性的限制。因此在该地区需要一个证书鉴定和认证实体，并且签署协议承认证书有效。 在一个较大的范围内实施可交易的绿色证书的优点在于它让有义务的团体可以以一个较小的成本完成其义务。负有义务的团体就不会局限在本地区内购买可再生能源电力，而是可以从其他地区或省购买绿色证书。 2.5.5 中国绿色证书交易市场潜力的评估

通过对我国各省未来可再生能源发电量的预测，并且将可再生能源发电量与全国电力生产总量的5.5%配额比例进行比较分析，使我们对今后RPS政策在全国实施得到一些启事：

 从可再生能源发电与配额电量比较分析表中显示，在实施RPS政策，完成配额目

标的前提下，华中、西南和西北等地区，由于可再生能源资源潜力大，在今后的10年中，可再生能源发电量将大于5.5%的配额电量，即可以输出绿色电力；而在华北、东北和华中等地区，可再生能源资源潜力相对小，特别是小水电资源贫乏，造成可再生能源发电量低于5.5%的配额电量，即需要通过输入绿色电力完成配额目标。由此看出，由于可再生能源资源分布的特点，形成了可再生能源发电的地域差别。这种地域差别造成了绿电的需求流向是从西部地区流向东部地区。这构成了绿色电力需求市场的基本条件。

表4-13 可再生能源发电与配额电量比较分析

年份 全国 5.5%配额电量 （亿千瓦时） 2005 2010 793.17 963.63 131.66 160.72 86.90 104.01 238.80 290.12 193.33 236.01 80.28 98.09 58.85 70.20 小水/风/光电年总发电量 比较分析 （亿千瓦时） （亿千瓦时） 2005 2005 2010 2010 964.48 1367.15 171.31 403.52 34.45 58.38 (97.21) (102.34) 28.82 50.23 (58.08) (53.78) 178.53 233.67 (60.28) (56.45) 340.23 432.72 146.89 196.71 277.69 442.44 197.42 344.35 102.54 160.12 43.70 89.93 华北 东北 华东 中南 西南 西北

 如果实行RPS政策，在华中、西南和西北等地区，可再生能源发电除直接在当地利用外，还可以通过绿色证书交易形式，将多余的绿电卖给其他地区，收回资金继续投资绿电的生产，这些地区是RPS政策的受益方；而华北、东北和华中等地区，要想达到可再生能源发电5.5%的配额目标，则需要花钱从其他地区购买绿色证书。以上状态构成了绿色证书交易的基本条件，绿色证书的交易流向是从东部流向西部，这意味着投入可再生能源的资金流将从经济发达地区向经济欠发达地区转移。

 可再生能源资源丰富的地区，特别是有着丰富的小水电资源、丰富的风能和大量蔗渣的省份，是绿色认证买卖和交换的受益者。建议各省应该进行更详细的可再生能源资源评价工作，并在省级决定如何面对RPS配额政策的实施。

 RPS政策的实施，对于可再生能源资源丰富的地区是受益的。这些地区在我国的西南部，这与我国西部大开发战略是吻合的。 2.6 中国实施可再生能源配额制面临的障碍和风险 2.6.1 配额制实施面临的障碍

可再生能源配额制的实施是以可再生能源的开发为基础的。因此，在上文中提到的中国可再生能源开发面临障碍也同样是中国可再生能源配额制实施中需要克服的障碍，其中市场障碍、政策障碍、法律障碍和不同地区利益分配障碍是中国可再生能源配额制实施所面临的四大根本障碍。

第一，市场障碍的克服是配额制实施的核心

市场障碍集中表现之一为竞争机制的缺乏。由于缺乏竞争使目前可再生能源价格的

降低缺少压力，开发商与电网之间难于就电力供应的数量和价格达成协议。另外，传统能源的开发成本中不包含为环境问题而付出的代价，而且在某种情况下，其他能源的开发还能够获得额外补助，这就意味着可再生能源和常规能源发展之间的竞争是不公平的。因此，在开发者和制造者之间引进竞争机制来刺激他们降低成本和改进操作也是当务之急。

市场障碍的集中表现之二是电价的形成问题。中国的电力体制改革处于起步阶段，目前在6个省进行试点，但仍未形成竞争态势。在形成竞争机制形成以前，电价还是由政府确定。国家定价过低，开发商觉得无利可图，只好被迫退出；而如果定价过高，在没有补贴和没有形成有效分摊机制之前，必然减少电网公司的收益，因此电力部门不愿购买来源于可再生能源的电力。

第二，政策障碍的克服是配额制实施的关键

由于可再生能源发展的初期属于弱小的产业，因此，不论是发达国家还是发展中国家，可再生能源的发展都离不开政府的激励政策，如减免税、补贴、低息贷款、加速折旧、帮助开拓市场等一系列的优惠政策。这些政策是可再生能源产业发展的动力。因此，缺乏完整和有效的激励政策就成了可再生能源配额制实施中根本障碍之一。

第三，法律障碍的克服是配额制实施的有效途径

目前，可再生能源没有相应的立法，电力部门拒绝购买可再生能源发电的现象非常普遍。因此，对可再生能源开发进行强制性的法律措施是非常必要的。

第四，不同地区之间利益分配障碍的克服是配额制实施的重点

配额制中绿色证书交易将会对可再生能源资源丰富地区与电力负荷中心地区之间的经济利益上的矛盾产生影响。西部地区可再生能源资源丰富而且资源条件好，在西部地区开发可再生能源的成本低，预期开发量将会超过义务规定量，有净的绿色证书输出。东部地区可再生能源资源缺乏、条件差，预期实际开发量将会低于义务规定量，因此将有净的绿色证书的输入。也就是说，东部地区将要通过购买一部分证书完成自己的规定义务。同时，对东部地区而言，将会有净的现金流向西部地区。尽管西部地区发展可再生能源所带来的环境效益对东部地区的环境改善也有好处，但在只注重局部环境利益的环保政策驱动下，东部不愿意为自己不是主要受益者的环境保护付出经济上的代价，因为东部地区更注重局部的环境保护。在全国没有实行CO2 等温室气体排放控制的情况下，实行邻近地区的交易较容易被接受，而远距离的跨区的交易尚有一定的困难。 2.6.2 配额制实施面临的风险

对一个国家来说，任何一项新政策的执行都要带来一定的风险，配额制政策也不例外。在配额制实施的初期必然会引起价格的上升，从而使电力市场受到一定的影响。另外，在配额制政策的执行中，也会面临政策失效带来的政策风险。

第一，电力市场波动的风险

由于配额制强制规定了可再生能源的发电配额，因此，在可再生能源产业尚未成熟的初期必然会带来发电成本的提高，引起电价的上升，使电力市场出现波动。我们认为，由于可再生能源的配额在整个电力市场中的比例不会很高，因此，电力市场波动的风险不会很大。

第二，政策执行成本上升的风险

新政策的执行需要投入一定的成本，如果政策设计存在问题，则执行成本会突破事先的估计。为了降低高执行成本的风险，可以采取逐步实施的方法，因为逐步实施，价格和容量的趋势可以检测，各阶段的时间可以改进，只会在成本合理的时候才增加容量。

第三，政策失效的风险

除了上面提到的市场风险和执行成本上升的风险外，还有大量其他风险可能会导致政策的失败。例如，电力体制改革的失败可能导致缺乏竞争，任何垄断行为都可能会导致RPS政策的成本增加和实施难度增加，使配额制政策失效。 2.7 配额制政策可行性研究的基本结论

通过以上对中国引入可再生能源配额制的资源与技术条件、政策条件、立法基础、市场机制的建立等方面的分析，我们认为，尽管中国引入配额制政策存在一定的障碍和风险，但配额制的引入可以很好地克服中国目前可再生能源发展中的面临的障碍和问题，对可再生能源的发展速度和规模、对中国的电力结构、减少环境污染和地区之间的利益平衡等等方面都将产生重大的影响，具体包括以下方面：

第一，配额制强调明确的可再生能源发展目标

配额制要求有明确和量化的可再生能源发电的国家目标和地区目标，为可再生能源的发展提供了可靠的市场保障。中国可再生能源发展缓慢的原因之一就是市场规模小，需求不明确，造成可再生能源设备生产企业，可再生能源电力生产企业，银行等金融机构对可再生能源的市场信心不足，也无法对市场扩展情况做出可靠预测,也造成各级政府对可再生能源不够重视，对可再生能源的投入少，鼓励政策不足。配额制的最显著要素是确定了明确的市场目标，这个目标是有法律保障的，这样可以促使可再生设备生产企业扩大生产能力，增加技术研发投入，也可以吸引更多的有实力的公司投资于可再生能源领域。

可再生能源的目标明确以后，金融机构能够明确了解国家发展可再生能源的决心，对可再生能源产业的发展也可以做出准确的判断，因而重视对可再生能源电力项目的投资，并可能为可再生能源提供优惠贷款。

第二，配额制可以体现可再生能源的外部价值

目前可再生能源电力对环境的贡献无法体现，常规能源发电产生的环境污染等外部成本也不计入发电成本，可再生能源与常规能源在不公平的市场中竞争。为了清洁电力和常规电力的市场公平竞争，应该让化石燃料电厂产生污染的外部成本，例如收取污染

物排放税费，目前在中国对电厂的污染物排放实行超标排放收费，实际上排放达标的化石燃料电厂对环境的污染物排放不收取费用，总的来说，污染物排放收取的费用远小于治理污染造成的破坏所需要的费用。可再生能源配额制通过法律与市场机制的结合，把可再生能源发电的增量成本分摊到了所有的电力产品之中。尽管还不能说化石燃料所生产的电力承担了自身对环境破坏造成的社会成本，但是，至少可以说可再生能源电力产品的环境效益从经济利益上体现出来了。

第三，配额制可以解决可再生能源电力与常规电力的差价的分摊问题

由于可再生能源发电尚处于商业化发展初期，而且能源产品的外部性没有体现在价格中，以及可再生能源电力与常规电力的投融资条件、税收条件差别很大，其电价高于常规能源电力市场的电价。按照我国目前的电力体制以及对可再生能源发电厂的规定，这个差价由局部电网分摊，在销售综合电价受管制的情况下实际上由电网企业自己消化，使可再生能源的规模化发展受到了限制。可再生能源的环境效益是全局性、全国性、甚至是全球性的，但是可再生能源技术的高成本造成的负担却又是局部性的，这对可再生能源电力生产企业是不公平的。以风电为例，在1994年原电力部关于风电并网的规定中，要求实行全网分摊，但是由于分摊范围不明确，分摊方法也不明确，实际执行结果成了电网企业自己消化，或者由局部电网的用户分摊。目前，这种政策已经成为发展风电的一种障碍。

由于配额制中的绿色证书是可以脱离电网的物理连接进行交易的，这种交易可以在更大的范围内进行，需经过较为充分的竞价过程，所以说，证书的价格代表了相应的可再生能源电力与常规电力的合理差价，也就是说差价可以在更宽的范围分摊，体现了发展可再生能源人人有责，符合被国际社会普遍接受的“谁污染，谁付费”的3P原则。 我国可再生能源资源分布的基本特点之一是资源地理分布不均。我国大多数可再生能源分布在西部地区，而电力负荷却在经济发达但能源资源缺乏的东部沿海地区。东部是大气污染最严重的地区，但清洁能源资源却微乎其微。西部地区的常规能源电力生产成本远低于东部常规电力生产成本，结果可再生能源电力与常规电力的差价在西部远大于东部地区，差价分摊如果限于局部地区不仅是不公平的，也是西部的经济水平无法承受的。可再生能源资源在地理分布上的不平衡和各地区经济发展水平的不平衡，决定了大力发展可再生能源必须在更大的范围内来考虑建立其政策框架，既打破地域的界限，以全国的可再生能源发展为一盘棋来算经济帐。

第四，配额制可以使资源配置达到最优，以最低的社会总成本开发可再生能源 配额制所采用的绿色证书系统是通过交易获得价值的体现。各地区因为发展可再生能源电力而产生的绿色证书可以在交易市场上买卖。绿色证书的价格，是按照可再生能源发电价格高出市场电价的部分来确定的。在计算可再生能源发电价格时，综合计算了全国不同地区和不同技术的可再生能源发电潜力的边际成本。如果可再生能源电力企业高于边际成本生产，其获利就低，甚至没有赢利。如果可再生能源电力企业低于边际成本生产，就可以获得超额利润。追求利润最大化是企业的基本目标。在绿色证书交易体系下，企业为了追求最大利润，将会选择最好的资源进行开发。某一地区为了完成配额要求，可以开发当地的可再生能源，但如果本地资源条件差，高于平均边际成本，自己

生产还不如到绿色证书市场上购买，该地区就会选择购买证书满足配额要求。这样，从宏观上看资源配置就趋向于最优。由于市场鼓励低于平均边际成本生产可再生能源电力，宏观上的可再生能源生产成本趋向最低。

由此可以看出，绿证交易过程是促进可再生能源资源潜力有效开发的过程，是促进可再生能源开发成本降低的过程。绿证交易使资金向中国西部欠发达地区的可再生能源供应者转移，而资源从西部传输到东部。绿证交易市场促进了资源和资金的合理分配，使可再生能源开发利用进入了良性循环状态。

第五，配额制政策的实施将带来环境和社会效益

推行可再生能源配额制政策可以达到预定的发展目标，尽管可再生能源电力的高电价带给消费者一定的负担，但是在资源节约、环境、就业和健康等方面也有可观的效益。 在可再生能源开发利用方面：根据常规发展情景，估计到2010年，可再生能源开发利用量将达到4463万吨标煤，其中发电量将达到1033亿千瓦时；在新政策驱动情景中（5.5%配额），到2010年，可再生能源开发利用量将达到4956万吨标煤，其中发电量将达到1100亿千瓦时。即实施配额制政策，将提高约500万吨标煤的利用量并多发电67亿千瓦时。

在可再生能源带来的社会效益方面：最为明显的是可提供大量的就业机会。按照常规发展情景估计，到2005年实现可再生能源发展目标，将提供17万人的新就业机会，按照实施新政策驱动情景估计，将提供约22万人的新就业机会。

在可再生能源带来的环境效益方面：到2005年，常规发展情景中形成新的减排能力分别为：CO2年减排量380万吨碳、SO2年减排量16万吨硫、NOx年减排4万吨、烟尘年减排5万吨。如果把燃煤产生的CO2、SO2、NOx和烟尘等污染物的治理增量成本作为可再生能源的减排效益进行货币化估值的话，那么到2005年，全国可再生能源可获得的减排效益将达4亿元。如果按照新政策驱动情景估计，全国可再生能源可获得的减排效益将达4.8亿元，即实施新政策后将带新增加约1亿元的减排效益。

上述分析表明，如果综合考虑可再生能源发展的能源效益、环境效益和社会效益，到2005年，全国可再生能源开发利用可获得的新增效益可达118亿元。（常规发展情景） 相当于同期可再生能源开发利用新增投资的25%。由此看来，开发利用可再生能源的效益是相当不错的。在此基础上，如果实施新的配额政策，全国可再生能源开发利用可获得的新增效益可达到172亿元，相当于同期可再生能源开发利用新增投资的30%。这也充分地证明了新政策对开发利用可再生能源将起到巨大的推动作用。

3 配额制政策框架的初步设计 3.1 确定实施配额制政策的目标

实施RPS政策的目标包括：

 对可再生能源发电提出明确的发展目标，建立绿色证书交易的市场运行机制，逐步为可再生能源发电建立市场；  增加农村地区就业机会和促进农村经济发展；  增加可再生资源利用，保护和改善环境质量。 3.2 实施配额制政策的规则制定

规则中需要包含以下内容：     

可再生能源资源和技术的选择； 发电配额目标的确定；

绿色证书交易系统的方案设计；

关于RPS开始和结束期的特征 (包括一个持久的购买要求)； 对于完不成配额目标者的制裁措施；

3.3 实施配额制政策的时间安排

实施具有法律法规性的配额制政策，需要充足的时间做一系列的准备工作，具体包括：制定和修改相应的法律法规；制定配额制政策实施细则；进行配额制政策的试点；进行资源评价等。经验表明，配额制政策的准备时间需要三年甚至更多年。一旦配额制政策进入开始实施阶段后，确定政策的有效期十分重要。不确定性的政策实施时间将给可再生能源发电商在融资方面造成不利影响。 3.4 配额分摊方法的选择



对可再生能源发展配额进行量化是RPS政策实施的关键因素步骤。

从国际上对配额制定的方法中我们认识到，影响配额制定的主要因素包括：指标因素、地区因素和技术因素。如何根据我国可再生能源发展的需要，明确目标中的主要因素，这是确定一个量化的可再生能源发展目标应研究和考虑的问题。确定一个量化的可再生能源发展目标，具体要量化研究的内容包括：

    

各地区可再生能源资源潜力及开发利用条件的分析评价； 开发利用现状及存在问题分析； 市场潜力及发展前景估计；

配额比例的确定原则和配额方案的设定；

不同配额方案的分析，包括从能源需求、资金供应、资源潜力、环境容量以及技术支持等方面对其可行性进行分析。

以上内容可采用两种方法来研究，一种是由上而下的研究方法，即从总量分析开始，而后分配到各省市区；另一种是自下而上的研究方法，即从省市区作起，然后得到全国的配额总量。从理论上说，方法虽然不同，但结果应一致。但为了防止实际操作中出现的结果可能并不一致的情况，可以用两种方法两种结果互相校核，互相印证，使结果更加符合客观实际。

对于配额的分摊可以设计出具体的分摊模型。如荷兰能源基金会政策研究中心（ECN），为荷兰的配额制政策的实施建立了可再生能源目标分摊模型（REBUS）。该模型的开发目的是将欧盟可再生能源发电总目标分摊到15个欧盟成员国。分摊过程的重

要问题是解决分摊方法的科学性和分摊结果的公平性。REBUS模型提供了几种公平分摊的规则和标准，并且提供了分摊结果的分析功能。

通过学习和运行REBUS模型，我们认为REBUS模型是值得我们作为研究我国可再生能源配额目标如何分摊到各省或地区问题的一个很好的工具。REBUS模型是利用基础理论和先进工具得到的研究结果。在详细而大量的数据支持下，通过科学的计算方法和模型，对绿色电力目标如何合理而可行地分摊为下一级目标进行了量化的研究。在研究绿电目标分摊过程中，REBUS模型从计算不同区域的各种可再生能源发电资源的潜力入手，考虑了现在和未来各种可再生能源发电技术的技术性和经济性，从而推算出全国和各省的可再生能源发电潜力和发电成本。并在此基础上确定全国的绿电目标。在绿电目标分摊到各省的方案中，可以考虑社会需求、经济承受力或者国家规划等因素对实现绿电目标的影响。最后，利用实现绿电目标的最小边际成本确定不同地区的绿电价格，并分析绿电的流向和交易情况。这种政策研究的思路和方法值得我们借鉴，使政策研究深入而不浮夸，从而提高政策研究的可行性和可实施性。

绿色电力目标分配模型，用成本曲线方法，分析和确定全国可再生能源发电的总目标如何分配到各个省市。模型中考虑和反映了现实社会和经济发展对实施可再生能源发电目标的影响，对各省可再生发展能源目标及其成本的分摊方案做定量化计算。 REBUS模型设置了几种不同的分配方案，将全国绿色电力目标分摊到各个省市，在此基础上计算出各省绿色电力价格。单位绿色电力的价格可以统一用绿色证书的形式表示。由于各省生产绿色电力的价格是不同的，因而奠定了绿电在各省之间进行交易的基础。为了完成各省的可再生能源发电目标，一般情况下，绿电价格低的省将买出绿色证书，绿电价格高的省将购入绿色证书。REBUS模型可以计算省市间绿证交易流向和绿证交易费用流向，还可以计算各省绿电的成本和人均成本。模型仅用一个参考价格代替考虑绿电市场，并用它计算可再生能源发电的额外成本。参考价格各省不同，各种技术不同。

REBUS模型定量化分析绿色证书贸易产生的影响，并对目标分摊到各省做了定量化分析。模型所能确定的输出内容是：全国及其各省的绿电目标、实现目标的直接投资成本、最小机会成本、绿色证书价格、实现目标的成本和效益、绿色证书贸易的净贸易、全国目标代替各省目标的净效益。 3.5 RPS立法研究

由于RPS带有强制性，因此，采用立法手段，从法律上保证可再生能源的发展是世界各国的共同经验，也是实施RPS的一个基本条件。立法工作内容多、涉及面广，其主要占工作内容有：







立法依据的调查分析。该项工作的主要目标是，要在查清中国可再生能源发展的制约因素的基础上，阐明制定可再生能源法的必要重要性和迫切性。

国外RPS立法经验的分析和评价，包括法律内容及其规定的分析评价，阐明在中国条件下的适合性和必要性。

中国相关法律（如电力法、节能法）的立法过程及经验的调查、分析和总结。



中国可再生能源法律文件的准备，包括法律框架设计，内容确定以及文件的起草、修订，征求意见，相关部门的协调直至文件的上报。 中国可再生能源法的解释、宣传和报导。



3.6 配额制激励政策体系的构造

为了保障RPS的顺利实施，促进可再生能源技术的发展，制定并出台一些必要的财政经济政策是不可缺少的。由上述分析可以看出，可供选择而且必须加以研究分析的政策主要有：

1） 投融资优惠政策及其影响分析，如：  贴息政策及其影响分析；  低息贷款政策及其影响分析；  适当延长还贷时间的政策及其影响分析；

加速折旧政策及其影响分析等。 2） 税收优惠政策及其影响分析，如：  减免进口关税及其影响的分析；  减免增值税及其影响的分析，包括实施消费型增值税对可再生能源发电电价的

影响分析；  减免所得税及其影响分析。

3） 价格优惠政策及其影响分析，包括：  价差分摊办法及其对国民经济的影响分析；  价差由政府补贴的政策及其对国家财政的影响分析。

4） 优惠组合政策及其影响分析，包括投融资政策之间的组合、投融资政策和税收



优惠政策的组合及其影响分析。

5） 政策评价准则和政策的选择  评价准则：

—成本效益原则（经济可行必原则） —激励强度原则  政策的比较和选择 3.7 配额制框架下市场运行机制的建立

RPS的实施除需要国家法律和政府政策支持外，从长远的观点看，更重要的是要建立起市场运行机制，以便逐步增强可再生能源自我生存、自我发展的能力。因此研究并构造市场机制不仅是实施RPS的需要，也是可再生能源持续发展的必要选择。 建立绿色证书交易系统是将可再生能源发电引入公平竞争的市场机制中的有效措施。从国外的经验看，建立绿色证书交易系统的运行机制需要研究的重点有以下几个方面：

1） 国外构造绿色证书交易系统的经验的收集、整理和分析；

2） 绿色证书的规定和认证，即要阐明什么是绿色证书，其标准或条件是什么，谁负责认证等等；

3） 绿色证书交易系统的建立，包括交易市场的主持、交易的规则、交易市场的监

管，以及违规的惩罚等；

 对可再生能源供电方的信息进行登记注册；

   

   

建立已注册设备年发电量的检测标准和审计程序；

确定绿色证书使用的有效期限，并且设计注销的规则；

建立一个确保绿色证书授予、转让和注销的管理信息系统，保证数据的准确性； 在网站上建立绿色证书交易信息系统，为绿色证书的买主和卖主提供有关的详细信息。信息包括本地的电力总消费量、已上网的绿电总量、其他地区的绿色证书交易价格等；

建立绿色证书交易规则和程序，使人们可以购买或者销售绿色证书； 制定达到配额目标的结算方法；

制定不完成可再生能源发电配额目标的处罚措施和奖励措施； 为主管的政府部门提供绿色证书交易系统运行的年度报告。

4） 管理机构及其的责任。 3.8 配额制政策（RPS）的示范 3.8.1 示范的作用

示范的目的是为RPS政策的实施做充分的准备工作。示范将为政府决策部门提供以下几方面的参考信息：

 政策实施的收益和成本；

 政策实施对可再生能源发展产生的作用；  政策执行中相关的制度和规则草案；

 RPS政策与其他配套激励措施的结合草案；  RPS政策相关的法律法规的更新和修改方案。 3.8.2 示范省的选择

选择示范省应做一下工作：  向各省阐述RPS政策的概念

通过开研讨会等形式，使各省计委以及当地电力公司了解RPS政策的概念、RPS政策的国际经验、可再生能源发电的意义以及参加示范省的收益，讨论和交流各省对RPS政策示范的意见和看法。

 对示范感兴趣的省进行调研

在各省返回他们愿意参加示范的申请报告后，选择参加示范条件好的省做进一步调研。调研内容包括：省的可再生能源电力需求潜力和发展规划、电力的需求、供给以及省间交易的现状、可再生能源发电的资源开发潜力、可再生能源投资、融资渠道、可再生能源产业和服务部门的能力状况以及当地的经济发展水平和人民生活水平等。

 对侯选省进行评估

具体评估内容包括以下内容：  评估目前可再生能源发展政策的局限性和建设性建议

      

现存装机量的最优化使用

评估可再生能源发电在电力部门的技术局限性 发电传输和销售及省间调配

可再生能源发电上网的新装机容量、发电量和投资的发展目标 可再生能源发电资源的可获得性 潜力与成本关系曲线分析 可再生能源投资融资的评估

④ 示范省的选定

集中各省提供的信息进行分析和评价，按照适合示范程度的顺序对各省进行排序。适合示范的标准将经过专家提议，并经过政府部门的同意而确定。对最有优势的省进一步考察，最终选出2-3个省作为示范省。 3.8.4 配额制政策示范框架的初步设计



RPS政策和规则草案设计：通过组织研讨会等方式，使可再生能源政策专家与各示范省的政府和电力公司等部门进行充分的讨论，提出RPS政策示范的实施规则草案。

RPS政策与其他配套激励措施结合的草案设计：对公共效益收费、减免税收等政策的辅助作用的研究和试点。

RPS政策相关的法律法规更新和修改方案设计：对现有法律法规之间存在的协调或冲突等问题进行研究和提出建议。

示范协议的准备：将起草一份示范省和国家计委之间的示范协议，对示范目标、示范范围、示范省的角色和职责加以明确。示范协议将提交给计委并得到同意。 示范的具体措施设计：如绿色证书交易的运行机制、电力改革对RPS政策实施的影响、价格政策的考虑、政策执行成本、政策措施利益（财政、环境、和行业发展等）和主要风险以及不确定性的评估。

准备实施计划：实施的时间安排和进度表、准备RPS政策示范的详细程序和内容、准备主要示范项目的技术文件、实施RPS政策中重要机构的职责和作用。











3.9 地方政策和法规能力建设

增强地方政策、法规能力的建设既是实施RPS一个重要环节，又是RPS的目标之一。其主要工作包括：

  

省市区级能源环境管理人员能源规划能力的培训；

省市区级能源环境管理人员能源项目经济分析能力的培训与提高； 省市区级能源环境管理人员政策设计与分析能力的培训与提高；



为配合上述工作内容的进行，编写能源环境规划、政策分析和项目选择教材。

为了开展这些工作，地方政府应该从一下方面着手： 第一，组织一支RPS规则的研究队伍

将RPS政策实施所涉及到的相关利益群体组织起来，成为一支RPS规则的研究队伍，其中包括：可再生能源发电公司、地方和国家的环境保护部门、环境和可再生能源的宣传机构，国电和地方电力公司，工业和民用的电力消费者、以及竞争性的电力供应商等等。RPS政策的研究队伍采用合作形式，允许各种利益主体参与RPS 规则问题的讨论和谈判，克服了设计RPS中的困难，互相反馈的结果即保证了政策实施，缩短了制定规则的酝酿期。

第二，明确各相关机构在RPS实施中的职责

政府部门

国务院应该在与可再生能源相关的法律上,制定一个新的可再生能源激励政策。政府部门或者是它授权的任何机构，必须明确的问题包括：①明确RPS政策的法律性；②RPS实施的开始日期和持续时间；③参与RPS的能源种类和技术种类；④每年配额比例的变化情况；⑤绿色证书的购买价或最高价的确定；⑥RPS管理机构的建立以及机构职责确定等。 RPS管理机构 在政府部门授权之后，RPS管理机构最好是一个新的机构，这个机构应该具有动力去承担这一角色。管理机构将负责制定实现目标的计划和运作方案，确定绿色证书交易系统中所涉及的认证规定、奖励条例、惩罚条款等规定；设计交易系统的运行和操作框架。管理机构要对计划的执行承担责任，并且定期向政府部门报告目标的执行情况。

省级政府

省级政府要明确实施可再生能源政策的原因，以及将会给该省带来的潜在利益。他们在政策实施中扮演积极角色促进可再生能源的发展。

电力公司

电力公司在降低成本的试点阶段和实施整个RPS政策中扮演很关键的角色。在RPS配额目标的实现过程中，电力公司的角色是获得合同和绿色证书，完成RPS条例中规定的义务。因此需要确定满足指定期限内的配额义务所需要的容量和提供的电量。 然后确定现在的容量是否已经足够以及是否需要新增容量。新增容量也可以通过购买绿色证书来完成。如果需要购买绿色证书，那么就要根据绿色证书交易市场的情况，选择购买不同地区和不同技术而产生的绿色证书。

4 配额制政策的初步研究

我们认为配额制政策（RPS）研究首先应解决的几个问题包括：（1）可再生能源发电方案的确定。主要回答在不同政策背景下，各种可再生能源在不同发展阶段的新增发电能力以及投资需求；（2）可再生能源发电成本和价格的变化趋势。主要回答影响可再生能源发电成本和价格变化的因素，可再生能源发电成本和价格的变化趋势；（3）绿色证书交易系统运行程序。主要回答绿色证书交易的的步骤、发行与监管等内容。 4.1可再生能源未来发电方案的确定 4.1.1 预测方案设定

在可再生能源发电预测中，主要是对小水电发电、光伏发电、风力发电、地热发电、沼气发电、稻壳发电及蔗渣发电等进行规划。由于小水电、光伏及风力发电的装机容量和发电量均占整个可再生能源发电总量的98%以上（见表4-1小水电、光伏和风力发电占总可再生能源发电的份额），因而本文的研究重点就集中在以上三种可再生能源。

表4-1 小水电、光伏和风力发电占总可再生能源发电的份额

2000 可再生能源总装机容量（万千瓦） 2359.34 年发电量（亿千瓦时） 730.50 小水电 （万千瓦） 2279.11 （亿千瓦时） 706.52 光伏发电（万千瓦） 1.30 （亿千瓦时） 0.31 风力发电（万千瓦） 34.40 （亿千瓦时） 9.63 小计 装机容量 2314.81 年发电量 716.47 占可再生能源发电比重（%） 装机容量 % 98.11 年发电量 % 98.08 2005 2922.74 903.67 2791.60 865.40 4.00 0.96 80.00 22.40 2875.60 888.76 98.39 98.35 2010 3674.87 1134.12 3429.19 1063.05 10.00 2.40 180.00 50.40 3619.19 1115.85 98.48 98.39

本研究设定了一个基础方案和三个政策驱动方案。基础方案是根据国家现行政策及可能的发展趋势设定的。政策驱动方案是根据国家给予了一定的优惠政策后设定的。如降低所得税、增值税率和设备进口关税，以及允许可再生能源发电量与当地电网进行交换等，以扩大可再生能源发电示范项目规模、配件部件的生产规模，降低其开发成本。因此，在预测中设定了政策驱动方案I、政策驱动方案II和政策驱动方案III。 本文以不同方案为基础对可再生能源发电的发展速度指标进行了设定，得出不同的发展方案。

① 小水电发展方案

在基础方案中，规划期间小水电发电装机容量的增长率为4.1%～4.2%。根据目前情况，规划指标可以实现。在三个政策驱动方案中，规划期间小水电装机容量的增长率由

4.1%～5.0%，含盖了今后10年小水电在政策方案的驱动下可能发展的情况。

② 光伏发电发展方案

在基础方案中，规划期间光伏发电由2000年的1.3万千瓦增加至4～10万千瓦。在三个政策驱动方案中，光伏发电将由2000年的1.3万千瓦增加至5～40万千瓦，体现其迅速增长的发展规模，促进光伏元件、部件的制造成本有较大幅度下降。

③ 风力发电发展方案

在基础方案中，规划期间风力发电装机容量将达到80～180万千瓦。在政策驱动方案中，今后10年，中国风力发电装机容量将由目前不足40万千瓦，增加到300～800万千瓦，这是一个较大的突破。中国风力发电机组的生产将实现自主化、本地化，促使制造成本大幅度下降，达到参与市场竞争的能力。

④ 其他可再生能源发电发展方案

地热发电，因受其资源的约束，只能在云南、西藏的局部地区或缺电地区，根据需要发展。沼气、稻壳、蔗渣等生物质能源发电和垃圾发电，在规划期间尚处于试验示范阶段，不会形成较大的发展规模。

4.1.2 可再生能源发电配额目标的确定

① 发电配额目标的计算基础

在全国电力需求量以及可再生能源发电预测的基础上，进一步预测各省市可再生能源发电生产量，从而确定未来可再生能源的发电配额目标。

② 确定配额目标的主要依据

确定配额目标的方法是，使配额目标与实际的可再生能源发电量大致相当，即二者之比为1左右。表4-4显示了配额电量比例确定的根据。当配额电量的比例为5.5时，政策驱动方案（二）配额电量与可再生能源发电规划发电量的比值等于1.02～1.00。可见，配额电量的比例选择5.5，可以满足本规划的要求，并为制定促进可再生能源发电技术的发展政策提供依据。

表4-4 配额电量比例确定根据

配额电量比例（%） 按配额电量比例计算的 全国电力需求量（亿千瓦时） 政策驱动方案I 5.50 5.50 政策驱动方案II 政策驱动方案III 5.50 5.50 5.50 5.50 973.32 1272.09 973.32 1272.09 973.32 1272.09 1.06 1.02 1.00 0.97 0.90 配额电量与可再生能源发电量的1.05 比值 %

③ 配额电量比较分析

可再生能源资源丰富的地区，配额电量与可再生能源发电量的比值为正；而资源短缺的地区比值为负。将其比值进行排序后，其分析结果见表4-5-2和相应图件。可再生能源资源丰富的地区为四川、福建、湖南等，而资源缺乏的地区为华东、华南地区。此结果成为本规划进行绿色能源交易的基础。

4-5-2 分地区配额电量与可再生能源发电量比值的排序

2005年 单位 地区 四川、重庆 福建 湖南 云南 广西 新疆 江西 贵州 广东、海南 湖北 西藏 青海 浙江 甘肃 宁夏 陕西 吉林 安徽 内蒙古 黑龙江 辽宁 山西 河南 山东 京、津、河北 上海、江苏 年发电量(亿千瓦时) 123.01 1 92.18 2 63.23 3 57.23 4 29.29 5 20.13 6 19.36 7 11.88 8 10.55 9 4.15 10 3.00 11 -1.44 12 -1.66 13 -7.09 14 -8.98 15 -14.05 16 -14.58 17 -19.44 18 -24.98 19 -27.35 20 -40.14 21 -41.97 22 -46.45 23 -71.61 24 -74.02 25 -109.86 26 2010年 单位 地区 四川、重庆 福建 湖南 云南 广西 新疆 江西 贵州 西藏 湖北 浙江 青海 甘肃 宁夏 吉林 陕西 安徽 内蒙古 黑龙江 辽宁 山西 河南 山东 京、津、河北 广东、海南 上海、江苏 年发电量(亿千瓦时) 161.11 116.59 78.80 72.99 38.32 27.42 24.15 10.45 3.46 -0.18 -1.39 -1.69 -9.17 -12.50 -18.57 -19.25 -25.44 -33.85 -34.09 -48.70 -58.52 -60.43 -83.48 -89.55 -112.23 -141.63 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

2005年 配额电量比较分析150100500-50-100-150地区四川、重庆福建湖南云南广西新疆江西贵州广东、海南湖北西藏青海浙江甘肃宁夏陕西吉林安徽内蒙古黑龙江辽宁山西河南山东京、津、河北上海、江苏2005年配额电量与可再生能源发展规划比较分析中国-- 第 F 列20 到 121 (6)1 到 20 (6)-15 到 1 (5)-47 到 -15 (6)-118 到 -47 (7)

4.1.3 新增可再生能源发电能力与投资需求预测

按照上述规划指标进行计算，2001～2010年中国可再生能源发电的发展规模和投资估算的计算结果列于下表中。

4.1.2.1 发展规模

基础方案：2001～2010年，可再生能源发电新增装机容量达1315.5万千瓦；其中，“十五”时期为563.4万千瓦，占总量的42.83%；“十一五”时期为752.1万千瓦，占总量的57.17%。按电源的发展规模排序，小水电居第一位，占总量的87.42%，其次为风力发电，占总量的11.07%，第三位是光伏发电，占总量的0.66%。三者合计的发电新

增装机容量占总量的99.15%，代表了2001～2010年中国可再生能源发电项目的规划方向。

政策驱动方案：方案I中，2001～2010年新增发电装机容量达1535.2万千瓦，比基础方案增加了219.7万千瓦；方案II中的新增装机容量达1783.6万千瓦，比基础方案增加了468.07万千瓦。

电源规划结构：以政策驱动方案I为例，小水电新增装机容量1243.2万千瓦，占规划总量的80.98%，比基础方案下降了6.44个百分点；风力发电新增装机容量260万千瓦，占规划总量的16.94%，比基础方案上升了5.87个百分点；光伏发电新增装机容量13.7万千瓦，占规划总量的0.89%，比基础方案增加了0.23个百分点。从政策驱动方案中可再生能源发电的未来发展趋势可以看出，虽然可再生能源发电的电源结构排序顺序保持不变，但在新增装机容量中，小水电占的比重逐渐下降，而光伏发电、风力发电所占比重却有较大幅度的上升，这种发展趋势表明，中国致力于用先进的发电技术发展可再生能源。

4.1.2.2 投资需求

基础方案：在2001～2010年期间，可再生能源发电新增装机容量达1315.5万千瓦，需要的总投资是1107.46亿元。其中，“十五”时期为461.37亿元、占总投资的41.66%，“十一五”时期为646.09亿元、占总投资的58.34%。按其发展规模排序，小水电居第一位，占总投资的85.96%，其次为风力发电，占总投资的9.27%，第三位是光伏发电，占总投资的4.3%。三者合计，可再生能源发电新增投资占总投资的99.53%，集中体现了在2001～2010期间，中国可再生能源新增发电项目的投资方向。

政策驱动方案： 方案I和方案II的新增投资构成表明，在2001～2010期间，政策驱动方案I的投资需求为1273.69亿元，比基础方案增加了166.23亿元；方案II的投资合计为1392.53亿元，比基础方案增加了286.3亿元。从投资结构情况看，以方案I为例：小水电新增装机容量1243.2万千瓦，投资额为1030.19亿元，占规划总投资的80.88%，比基础方案下降了5.08个百分点；风力发电新增装机容量260万千瓦，投资额为165.0亿元，占总投资的12.95%，比基础方案上升了3.68个百分点；光伏发电新增装机容量13.7万千瓦，新增投资70.35亿元，占总投资的5.52%，比基础方案增加了1.22个百分点。可见，基础方案与政策驱动方案比较，可再生能源电源结构和投资结构的发展趋势表明，小水电的比重下降了，光伏发电、风力发电占的比重却有较大幅度上升，具体分析数据见表4-7。

4.3可再生能源发电成本和价格的变化趋势

4.3.1 可再生能源发电成本和价格的计算方法选择

在现行财务核算体制下，中国可再生能源发电成本和价格由下列部分组成：

① 生产成本=折旧费+维修费+工资福利+保险金+材料费+转贷费+摊销费+贷款利息+其他

其中：折旧费=固定资产价值×综合折旧率

固定资产价值=固定资产投资+建设期利息-无形及递延资产价值



综合利用率=按规定一般取8%

维修费=固定资产价值×修理率

修理率：一般为3%，视技术系统装置不同而不同。其中维护费和大修基金各按1.5%计

 工资福利=职工年工资×编制定员×（1+14%）

 摊销费=无形及递延资产的分期摊销，对风力发电而言，一般按10年摊销  贷款利息=国内银行贷款利息

 其他费用=根据经验确定，如大型风力发电可按25元/KW计列  保险金、材料费、转贷费按有关规定或实际发生情况确定 ② 产品价格=生产成本+税金+税后利润

其中：

 税金=增值税+增值税附加+所得税

增值税=销售收入× 17%

销售收入=产品销售量×销售价格（不含增值税） 增值税附加=增值税×8%（城建税5%+教育税3%）

所得税=（销售收入-生产成本-增值税及其附加税）×33%  税后利润=销售收入-生产成本-税金

 税后利润按规定提取10%的资金和5%的资金分别作为盈余公积金和公益

金，剩余部分为可分配利润；再从可分配利润中扣除应付利润（应付利润为资本金回报），即为未分配利润。

③ 电价的具体计算方法

电价计算有正算和反算两种方式。正算电价是根据确定的电价计算资本金回报率，

反算电价是根据生产成本、财务费用、税金、资本金回报率计算出电价。反算电价又有恒价和变价两种方式。反算恒价法实际上是无数次正算电价组成的，反算变价是根据各年份的股东利润额在不出现短缺的前提下，计算出各年的电价。

实践表明，计算方法不同电价水平也不同。以风力发电为例，恒价法确定的电价通常比变价法电价约高2-4分/kWh。过去电力部规定，风电等可再生能源发电电价实行还本付息+合理利润的定价原则，并区分还贷期和还贷后两个电价，以致平均电价水平显著偏高。今年4月23日，国家为了适应电力体制改革的需要，国家计委发出了关于规范电价管理有关问题的通知，要求摈弃还本付息的定价方法，改为按发电项目经营期核定平均上网电价。目前该要求的具体测算办法尚未公布，但据我们的分析估计，新办法核定的电价将会大幅度下降，对控制上网电价水平过高将产生明显的作用。 4.3.2 可再生能源发电成本价格变化趋势模拟分析

4.3.2.1 经济评价指标的设定

为了对可再生能源发电进行经济评价，我们计算小水电、光伏发电及风力发电的主要经济性能指标。通过这些指标计算出可再生能源的发电成本和电价水平。该表中计算了两个方案：基础方案主要反映在执行国家现行政策的情况下的经济指标，（如实行风力发电增值税率为17%）；政策驱动方案主要反映国家采取一系列优惠的政策激励可再生

能源发电技术情况下的经济指标，（如风力发电的增值税率有可能下降为0%等等），为了同常规能源发电进行经济比较，表中还列出了一套煤电的经济技术指标。

需要加以说明的是：  下表中所列出的指标都是模拟的，试图反映全国的平均水平；  小水电、光伏发电和风力发电的规模选用的是“十五”和“十一五”的可再生

能源发展预测；  煤电经济指标是按照含脱硫装置的大型燃煤发电站作为参照的模拟数据。 4.3.2.2 发电成本及上网电价预测 ① 小水电

小水电发电站的经营期确定为25年（即设备寿命期），其中还贷期为15年，非还贷期为10年。在还贷期间，单位发电成本为0.36元/千瓦时，上网电价为0.44元/千瓦时；在非还贷期间，单位发电成本为0.11元/千瓦时，上网电价为0.17元/千瓦时。在经营期，小水电的平均单位发电成本为0.26元/千瓦时，平均上网电价为0.33元/千瓦时。由于小水电基础方案和政策驱动方案的政策相同，如基础方案已经享受到增值税为6%的优惠政策，政策驱动方案的增值税率也为6%，所以两个方案的计算结果相同。

② 光伏发电

光伏发电经营期确定为10年，其中还贷期为5年，非还贷期为5年。在还贷期间，单位发电成本为4.8元/千瓦时左右，上网电价基础方案为5.85元/千瓦时，政策驱动方案为4.92元/千瓦时；在非还贷期间，单位发电成本为0.38元/千瓦时左右，上网电价基础方案为0.68元/千瓦时。政策驱动方案为0.57元/千瓦时。在经营期，光伏发电的平均单位发电成本为2.6元/千瓦时左右，基础方案中的平均上网电价为3.26元/千瓦时，政策驱动方案中为2.74元/千瓦时。

③ 风力发电

风力发电经营期确定为20年，其中还贷期为7年，非还贷期为13年。在还贷期间，单位发电成本为0.56元/千瓦时左右，上网电价基础方案为0.68元/千瓦时，政策驱动方案为0.59元/千瓦时；在非还贷期间，单位发电成本为0.1元/千瓦时左右，上网电价基础方案为0.15元/千瓦时，政策驱动方案为0.13元/千瓦时。在经营期，光伏发电的平均单位发电成本为0.26元/千瓦时左右，平均上网电价基础方案为0.34元/千瓦时，政策驱动方案为0.29元/千瓦时。

④ 典型煤电

典型燃煤发电经营期40年，其中还贷期为20年，非还贷期为20年。在此，为了反映燃煤价格的差异，列出煤电1和煤电2两个方案，力图反映距离煤产地近和远的燃煤电厂的经营情况，以覆盖全国情况。

在还贷期间，单位发电成本煤电方案1为0.23元/千瓦时，煤电方案2为0.26元/千瓦时，上网电价煤电方案1为0.32元/千瓦时、煤电方案2为0.35元/千瓦时；在非

还贷期间，单位发电成本煤电方案1为0.15元/千瓦时、煤电方案2为0.18元/千瓦时，上网电价煤电方案1为0.22元/千瓦时、煤电方案2为0.26元/千瓦时。在经营期，典型煤电的平均单位发电成本煤电方案1为0.19元/千瓦时、煤电方案2为0.22元/千瓦时，平均上网电价煤电方案1为0.27元/千瓦时、煤电方案2为0.31元/千瓦时。

4.3.2.3 可再生能源发电与典型煤电的经济比较分析 ① 优惠政策

在经济比较中，仅仅列出对发电成本和电价影响较大的增值税率指标。小水电增值税率为6%，现在已经实施。光伏发电、风力发电的增值税率，基础方案为17%，是国家对一般产品的现行税率；政策驱动方案中假设其为0%，从而看看光伏发电、风力发电的电价水平可否能够达到进入市场的能力，而后建议国家制定相应的政策以促进光伏、风电的发展。在基础方案和政策驱动方案中，煤电的增值税率均为17%。

② 经营期内平均发电成本

小水电、风力发电的平均成本为0.26元/千瓦时，比典型燃煤发电高0.04元/千瓦时左右，相差不大。光伏发电的平均发电成本为2.6元/千瓦时，高于小水电、风电和典型煤电的发电成本的10倍。可见在2010年左右，小水电、风力发电可以进入市场与燃煤发电竞争，而光伏发电尚处于规模示范阶段。

③ 经营期内平均上网电价

小水电的平均上网电价为0.33元/千瓦时，风力发电的平均上网电价基础方案为0.34元/万千瓦，政策驱动方案为0.29元/千瓦时；同典型燃煤发电比较，小水电高出0.06～0.02元/千瓦时，风力发电的基础方案高出0.07元/千瓦时，政策驱动方案高出0.02～－0.02元/千瓦时。光伏发电的平均上网电价基础方案为3.26元/千瓦时，政策驱动方案为2.74元/千瓦时。

④ 比较分析结论

Ⅰ 小水电是一项成熟的技术，由于电站设备造价高，其发电成本和上网电价都高于燃煤发电，缺乏上网电源的竞争优势。然而处于电网末梢的小水电，其经济优势就变得十分明显，一是与煤电发电成本相差甚微，二是可以节约较大的输电损失和费用。 Ⅱ 风力发电在我国是一项准商业化的技术。根据以上经济比较分析，其发电成本略高于煤电，但在0%增值税率条件下，其上网电价可以与煤电持平。可见，在国家给予扶持政策下，可以促进风力发电技术和产业的发展。

Ⅲ 光伏发电在中国的规模发展尚在研究示范阶段。上述分析表明，目前其发电成本和上网电价高于煤电、小水电和风力发电的10倍，不可能进入市场竞争，近年内只能用于无电的山区、牧区和边远地区。但在分析比较中注意到，在非还贷期内其单位发电成本已经下降到0.4元/千瓦时以下，可见，扩大光伏产业规模，提高光电转换效率，进一步扩大示范和应用范围，对于直接降低光伏发电的发电成本是致关重要的。

4.3.3 影响可再生能源发电成本和价格的因素分析

影响可再生能源发电成本和价格的因素有以下方面： 资源条件：

主要包括资源的可利用量及其分布等条件，它对可再生能源的有效利用及其经济性有着重要的影响。以风力发电为例，风能有效利用小时数的多少，不仅直接决定着风力发电技术可行性，而且对风电上网电价也有重要的影响。实践表明，在同样的技术条件下，如在一个极好的场址（平均风速为8.9m/秒）的大风场，其风电电价可以做到3美分/kWh或以下，而在中等场址（平均风速为7.1m/秒）的小风场条件下，风电电价可能高达8美分/kWh。由此可见资源条件与其生产成本、价格之间存在非常密切的关系。

系统造价：

包括主体设备及配套设施的造价等。造价高低对生产成本、价格高低有决定性的影响。分析表明，仍以风力发电为例，如果系统初始投资平均减少22%，风电电价平均降低20%，几乎等比例地减少。所以千方百计降低造价是减少成本、降低电价的一个重要措施。

融资条件：

包括贷款利率、偿还年限等因素，对生产成本和价格的影响也是十分显著的。举例来说，如果风力发电的还贷期由过去的7年延长至15年，尽管风电成本略有上升，但风电电价可显著下降，其下降幅度可达20%以上。

政策因素：

包括对企业税收、资金借贷和价格等方面是否有优惠等因素。计算证明，这些因素和可再生能源生产成本价格之间的关系是十分密切的。不同优惠政策和风电电价的影响见表4-11。

表4-11 不同激励政策对风电电价的影响

国产机组 激励政策 上网电价（元/kWh） （含税） 基准方案 国产机组，免进口零部件关税 免增值税 免关税，增值税抵扣 免关税及所得税，增值税抵扣 免关税、免增值税 免关税、免增值税、所得税减2免3 0.642 0.617 0.541 0.590 0.554 0.520 0.450 0.0 -4.0 -16.0 -8.0 -14.0 -19.0 -30.0 影响作用±% （与基础方案相比） 上网电价（元/kWh） （含税） 从表4-11中可以看出：  各种扶持政策对降低风电上网电价均有影响，但作用的大小相差悬殊。





单一政策一般作用不大，按其大小依次为：

 免进口零部件关税的作用较小，降价幅度只有4%；  增值税抵扣降价作用也只有4%；

 实施所得税减2免3政策，可使电价下降6%。

复合政策（即多种政策组合）有较强的降价作用，尤其是免关税和增值税+所得税优惠的作用更为明显，其上网电价可下降到0.45元/kWh，但实践证明，优惠政策越多，实施难度也越大。因此，需要进行合理权衡和选择。

4.4 绿色证书系统运行程序的初步设计 4.4.1 绿色证书系统的交易步骤：

第一步：发电商发出绿色电力申请，经确认他们的电力生产是来自可再生能源资源和技术的，并且符合可交易的绿色证书定义。申请中将提供生产单位所在地点、发电能力（容量）、可再生能源种类、生产开始日期和发电商等准确信息（见下图）。

可再生能源发电 发放证书 证书发放机构 登记证书交易 交易登记机构 注销证书 证书发放机构 完成配额目标 电力公司/用户 发电商

通过电网送电 配电公司 可交易的绿色证书的步骤

第二步：可交易绿色证书的发放机构将检查可再生能源申请和电力生产的证据。如果这些都合格，发证机构将认可发电商并按照发电量发放绿色证书。发证机关还负责审核证书交易以及证书的注销。

第三步： 证书将由已确认的交易登记机关计入一个发证机关承认和发电商指定的帐户。

第四步：证书可以进行交易直到市场参与者希望收回它或有效期满。此时发证机关将注销证书并使其离开市场。

第五步：证书最后被承担配额目标的完成者用来完成政府的可再生能源发电的配额目标。 4.4.2 主要内容

主要内容应包括：



发行：只发给得到资格认证的可再生能源供电公司，每个绿色证书有一个独一

无二的号码，证书发放机构实施一致性检查。



登记和交易：所有权信息发往中心数据库，中心数据库检查证书是否依然有效，交易是否登记。



处罚：按年度执行，按配额目标完成情况执行，避免可再生能源供电公司之间的证书买卖行为。

一致性查验：生产商是否知道，产量客观上是否可能达到，要交易的证书是否有效，是否与目标匹配。



5 可再生能源配额制（RPS）研究展望

作为可行性研究，本文仅对中国引入并实施可再生能源配额制政策（RPS）的资源条件、技术条件、政策条件、立法条件，实施中面临的问题和障碍以及实施框架和方案作了初步探讨，还有许多具体的问题有待详细研究。例如，实施RPS 的详细框架是什么；实施RPS 的经济效果分析；配额的分配方案以及绿色证书系统的示范等。除此以外，RPS 的实施还应该有许多配套的政策，因此，对配套政策的研究也是下一步研究的内容。

5.1 配额制研究下一步的工作目标和主要内容

由于配额制的研究最终是要建立一种有效的可再生能源发展政策，而政策的实施需要政府的推动，因此，下一步的研究工作必须和国家计委的要求相协调。配额制的可行性研究虽然回答了一些基本的问题，但如果真正实施配额制还有许多具体的工作要做。换句话目前实施配额制的机会还不成熟，因此，下一步的工作仍然应就一些细节问题进行研究，具体包括：

第一，明确国家级和省级的具体目标和配额比例。运用数学模型计算国家级的配额比例，并在省级分配。

第二，进行配额制的经济分析。主要是分析配额制对发电成本进而对电价产生的影响。

第三，建立基于配额制的竞争性市场机制。主要包括绿色证书系统的设计，证书交易规则，配套政策等方面的研究。

第四，继续配额制立法的研究。主要回答在电力法规修改中如果没有体现可再生能源配额的情况下配额制是否需要单独立法。主要的立法形式，如可再生能源法，国务院或部委的规章等。

第五，估计配额制实施中可能会出现的问题。

5.2 与配额制相关的配套政策研究

配额制政策不是单一的政策，它是一个政策体系。在这个政策体系中还应包括其他

配套政策和制度。从国际经验来看，目前与配额制政策相配套的政策有特许权政策和公共效益基金（PBF）制度等。 5.2.1 特许权政策

特许权是商业活动中普遍采用的一种经营方式。分为商业特许权和政府特许权两种形式。

商业特许权（Franchise）一般是指公司把自己拥有的技术、品牌和业务活动授予其他公司，允许其在特许协议范围内使用该公司的技术、品牌和专门的业务活动等。由于获得特许权的公司可以通过特许权经营活动获得利润，因此，它们必须拿出一定比例的利润支付给特许权出让方。在特许权的经营活动中，出让方和受让方形成一种和经营关系。通过特许权经营，出让方扩大了经营规模，但不需要投入大量资金和承担投资风险；受让方虽然承担商业风险，但不需要投资去做风险很高的技术研究开发和广告宣传等活动。由此可见，所谓的特许权经营实质是一种共享经营利益，共同分担风险的经营方式。 政府特许权（concession）是一种资源开发模式。它政府是为促进某些自然资源的开发设定的资源独占开发形式。首先在一定的资源分布区域进行初步的资源勘测和评价，然后把已经取得初步评价结果的区域向投资者招标，中标者对标地区域的资源进行详细勘察以确认资源的数量和质量是否适合投资开发。在资源详细评估过程中，中标者应承担资源勘探风险。一旦资源得以开发，开发方和政府按照合同的约定分享资源开发取得的利润。

由于目前可再生能源的开发属于政府推动中的资源开发，因此，如果采用特许权开发自然应该属于政府特许权。

目前，可再生能源开发方面特许权政策的制定可以吸收的国内外经验包括：

  

英国近海风电厂的开发。 中国海洋石油的开发。 国内BOT 电厂的开发。

由于特许权模式采用具有法律效力的开发方式。为了获得资源开发的特许权，开发商要进行竞标。在资源开发过程中为了降低成本，开发商还会尽力降低项目的建设和运营费用，因而，它是一种竞争机制，有利于降低可再生能源发电价格。特许权的引入，将会配合配额制（RPS）政策克服目前可再生能源开发中面临的关键问题：

  

提高国内可再生能源技术的产业化率。

降低可再生能源发电成本，有利于差价的分摊。 完善可再生能源激励政策体系。

5.2.2 公共效益基金（PBF）

公共效益基金（PBF）是为达到多种可能的目的而设立特别基金。基金的来源是电力消费者必须支付的规定的费用。收费标准根据使用的千瓦时数确定。其基本目标是：发挥有效的成本效率的作用，加速可再生能源开发，最终有利于资源利用的多样性和提高环境效果，还可以为电力消费者提供支持。具体包括：（1）项目开发。提供生产激励、

折扣和补助金；（2）产业开发。提供商业补贴、财产税/所得税信贷、可再生能源生产补贴等；（3）投资支持。为新发电项目进行股份投资或负债投资；（4）其他方面。包括研究开发项目，市场培育与公众教育（5）对低收入能源的补贴。

目前，公共效益基金(PBF)的建立可以吸收国际经验：

  

英国在能源效率和可再生能源方面采用了公共效益收费（PBCs）

挪威在能源效率方面采用了公共效益收费（PBCs）

在美国有14个州在可再生能源方面采用了公共效益收费（PBCs），有18个州在能源效率方面采用了公共效益收费（PBCs），有19个州在支持低收入阶层方面采用了公共效益收费（PBCs）另有3个州在研究与开发方面采用了公共效益收费（PBCs）

据初步考察，实施公共效益基金(PBF)有以下优点：



 

提供最大程度的灵活性。基金可以用在研究与开发方面，新可再生能源设备上,开发新技术，公众教育等

基金可以用来提高能源效率、扶持低收入项目及可再生能源。 事先欲知政策成本。

同时，实施系统效益收费也有一定的缺点：

 

公众可能对“新税”征收过于敏感

行政管理与工作的疏漏可能引起一些问题。主要出于基金管理方面，因为在政府内部，由于存在不同利益，必然在中央基金的利用上产生问题。

尽管该政策存在缺欠，但我们认为为了配合配额制（RPS）的实施，完全有必要引入该机制，因为：

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公共效益收费提供了一种公平的和非歧视性的资金筹集机制。

公共效益收费可以同其他政策，如促进可再生能源发展的强制性电力市场配额结合起来应用。

公共效益收费是用来推动能源效率提高和促进可再生能源发展的多种工具之一。

参考文献

[1] 宋密等.1999白皮书-中国能源与可再生能源，中国计划出版社，2000.4

[2] 中国农业部/美国能源部项目专家组.中国生物质能可获得性评价，中国环境科学出版社，1998.7

[3] 李俊锋. 中国可再生能源技术评价，中国环境科学出版社，1999.8

[4] 国家经济贸易委员会可再生能源发展经济激励政策研究组.中国可再生能源发展经济激励政策研究，中国环境科学出版社，1998.10 [5] 中国农业部/美国能源部项目专家组.中国生物质能技术商业化策略设计，中国环境科学出版社，1998.5

[6] 言茂松.电能价值当量分析与分时电价预测. 中国电力出版社，1998.1

[7] G.j.Schaeffer, Options for Design of Tradable Green Certificate Systems, Netherlands Energy Research

Foundation ECN. 2000.3

[8] European Commission (1999): Electricity form renewable energy sources and the internal electricity

market. Woring Paper. Brussels, 1999

[9] Schaeffer, G.J., M.G.Boots, J.W.Martens and M.H. Voogt (1999a): Tradable Green Certificates-Anew

Market-based Incentive Scheme for Renewable Energy:Introduction and Analysis.Report ECN-I-99-004.PETTEN, The Netherlands, 1999

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company, 1996

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development planning process of the Galilee. Environmental Management. 1997, 21(1): 59-68 [12] Aunan K, Patzay G, Aaheim H A, et al. Health and environmental benefits from Braff R R. Improving

impact assessment methods: climate change and the health of indigenous Australians. Global Environmental Change, 1999(9):95-104

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Committee on Energy by Elsevier Applied Science, London and New York, 1992

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Toxicology and Chemistry, U.S.A.

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Using the Popular Participation Law.\" Project Document. Project No. BOL/97/G31/A/1G/99.

附录-相关法律条款

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中华人民共和国电力法（1995.12.28颁布，1996.4.1实行）。第五条规定：电力建设、生产、供应和使用应当依法保护环境，采用新技术，减少有害物质排放，防止污染和其他公害，国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电。第四十八条规定：国家提倡农村开发水能资源，建设中、小水电站，促进农村电气化。国家鼓励和支持农村利用太阳能、风能、地热能、生物质能和其他能源进行农村电源建设，增加农村电力供应。

中国人民共和国能源节约法（1997.11.1颁布，1998.1.1实行）第三条规定：国家鼓励开发、利用新能源和可再生能源。第十一条规定：国务院和省、自治区、直辖市人民政府应当在基本建设、技术改造资金中安排节能资金，用于支持能源的合理利用以及新能源与可再生能源的开发。第三十八条规定：各级人民政府应当按照因地制宜、多能互补，综合利用、讲求效益的方针，加强农村能源建设，沼气、太阳能、风能、水能、地热能等可再生能源和新能源。

中华人民共和国农业法（1983.7.2颁布实施）第五十四条规定：发展农业必须合理利用资源，保护生态环境。各级人民政府应当制定农业发展区划，农业环境保护规划和农村能源发展计划，组织农业生态环境治理。农业生产中的秸杆资源是中国最丰富的可再生能源，属于生物质能范畴，如果能充分利用，既可以提供新能源，解决农村的能源不足的问题，同时还可以减少温室气体的排放，保护生态环境。因此，农业法也是确定可再生能源法律地位的重要依据。

中华人民共和国大气污染防治法（1987.9.5通过，2000.9.1 实施） 第二十五条规定：大城市人民政府应当制定规划，对市区内的民用炉灶限期实现燃用固硫型煤或其他清洁燃料，逐步取代直接燃用原煤。要减少直接燃烧原煤，扩大清洁燃料的利用就必然加大水电、风能、太阳能及生物质能等可再生能源的开发力度。

中华人民共和国固体废物污染环境防治法（1996.1.1实行）第三十条规定：企业应当合理选择和利用原材料、能源和其他资源，采用先进生产工艺和设备，减少固体废物的产生量。其中所谓合理选择和利用能源，必然是指选择和利用可再生能源。 中华人民共和国建筑法（1998.3.1实行） 第四条规定：国家支持建筑科技研究，提高房屋建筑设计水平，鼓励节约能源能源和保护环境，提倡采用先进技术、设备和工艺、新型建筑材料和现代管理方式。

中华人民共和国森林法（1984.9.2实行）第四条规定：森林包括以生产燃料为主要目的的薪碳林。

中华人民共和国水法（1988.1.21实行） 第十六条规定 鼓励开发利用水能资源。

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中华人民共和国科学技术进步法（1993.10.1实行）第二十五条规定：对在高新技术产业开发区内和区外从事高技术产品开发、生产的企业和研究开发机构，实行优惠政策。第四十六条 鼓励企业增加研究开发投入，企业技术开发费可计入成本。

中华人民共和国反不正当竞争法（1993.9.2 通过）第一条规定：为保障社会主义市场经济健康发展，鼓励和保护公平竞争，制止不正当竞争行为，保护经营者和消费者的合法权益，制定本法。外部成本内部化才能体现公平。

国务院批转国家经贸委等部门关于进一步开展资源综合利用意见的通知（1996.8.31发布）一、鼓励和扶持企业积极开展资源综合利用；二、加强资源的综合开发和合理利用，防止资源浪费和环境污染。四、加快立法步伐，建立健全管理制度，推动资源综合利用工作。

国家能源技术政策（1996发布）明确提出：积极开发利用新能源；建立合理的农村能源结构，尽快扭转农村严重缺能局面。

国家计委、科委、经贸委共同制定的“中国1996-2010年新能源和可再生能源发展纲要”和“新能源和可再生能源优先发展项目”（1995发布） 提出可再生能源发展目标、任务和优先发展项目。

中共中央、国务院 “关于加强技术创新发展高科技实现产业化的决定（1999.11.2实行） 一、单位和个人资助非企业所属或投资的科研机构和高等学校的研究开发经费，可全额在当年应纳税所得额中扣除。二、高新技术产品出口实行零税率。三、企业为生产国家高新技术产品目录中的产品而进口的自用设备和按合同随设备进口的技术及配套件、备件，软件费，免征关税和进口环节增值税。

国务院设立科技型中小企业创新基金（1999.2 发布） 该基金为政府专项基金，金额10亿元，支持方式包括无偿资助，贴息贷款，注入资本金，对象包括能源效率和新能源，1999年核准1000个项目，8.2亿元，已发放4.6亿元，带来地方匹配资金8.5亿元，银行贷款37.5亿元。

国务院办公厅转发国家计委国家科委关于进一步推动实施中国21世纪议程意见的通知（1996.7.19 发布） 提出：一、在现代化建设中，必须把可持续发展作为一项重大战略方针二、实施《中国21世纪议程》，促进经济体制和经济增长方式的根本转变。

国务院“关于扩大外商投资企业从事能源、交通基础设施建设项目税收优惠规定适用范围的通知”（1999.7.2实行） 将过去在沿海开放地区和经济技术开发区从事能源交通建设的外商投资企业按15%税率征收企业所得税的规定扩大到全国各地。

中共中央、国务院转发国家计委“关于当前经济形势和对策建议”（1999.7.11发布） 一、从1999年7月1日起，固定资产投资方向调节税减半征收，2000年暂停征收。

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二、从1999年7月1日起，企业用于符合国家产业政策的技术改造项目的国产设备投资，可按40%的比例抵免企业所得税。

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国务院批准发布国家计委“当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录”“外商投资产业指导目录”（1998.1.1 试行）一、鼓励发展的产业、产品和技术包括：水能资源保护和开发；太阳能、地热能、海洋能、垃圾、生物质能发电和大型风力机；建筑节能关键技术；资源综合利用；固体废物综合利用；大型污水处理工程。二、 外商投资指导目录包括：新能源（太阳能、风能、地热、潮汐等）电厂建设和经营；节能技术和资源再生及综合利用技术。

国务院“关于环境保护若干问题的决定”（1996年8月发布）。包括：坚决控制新污染源；完善环境经济政策，增加环保投入；积极开展环境科学研究，大力发展环保产业。

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税收优惠：在关税和进口环节增值税优惠方面，风机进口关税减半为（由12%减为6%）征收，零部件税率为3%。进口环节增值税税率为17%。风机总进口税率为26%；增值税方面的优惠，基本税率17%，小水电增值税税率为6%，沼气13%；企业所得税方面的优惠，统一税率为33%。国家认定的高新技术产业区内的新办企业投产2年内免征，2年后减按15%征收。以废弃物为原料的企业，投产5年内免征。2000年1月1日起，设在中西部的外商投资企业，在现行税收优惠政策执行期满3年内，减按15%征收。