内容提要：我国《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》这项政府性基金制度需要很好地结合政府宏观调控和市场规制的两项职能，把行政手段与市场自由配置相结合，但是因为缺少“绿色权证交易制度”作支持，所以具体规则也存在制度缺陷。为促进和保障可再生能源的发展，我国“可再生能源发展基金”法律制度还待完善。

关 键 词：可再生能源发展基金；配额制；绿色权证交易

一、序言

在《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》两个法律文件的基础上，2011年11月财政部、发改委和能源局下发了《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，2012年3月三部门又联合下发《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》。除传统补贴激励政策措施以外，新下发的两个法律文件确立了我国“可再生能源发展基金”制度。我国“可再生能源发展基金”主要由两部分组成：国家财政公共预算安排的专项资金和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入。专项资金主要由《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》加以规定。电价附加收入由《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》和《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》规定。最新的法律文件主要适用于“可再生能源发展基金”的资金筹集、使用管理和监督检查。相比澳大利亚的“可再生能源投资基金”，我国“可再生能源发展基金”属于政府性公益基金而不属于投资基金。与英国“碳基金”相比，我国“可再生能源发展基金”并没有采用税收的方式来筹集基金。与美国“公共利益基金”作比较，我国“可再生能源发展基金”不是信托基金。作为激励可再生能源发展的新生制度，我国“可再生能源发展基金”仅仅是并合了“专项资金”和“电价附加收入”[1]两块资金，并没有整合两套制度，这导致《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》与其他文件有重复交叉的地方，也有相互矛盾之处。本文在分析“可再生能源发展基金”的制度构建后，主要讨论“可再生能源发展基金”制度的缺陷及对策。

二、我国“可再生能源发展基金”的法律制度

首先，我国可再生能源发展基金包括“可再生能源发展专项资金”和“可再生能源电价附加收入”，但是这两块收入对“可再生能源”的适用对象是不同的。“专项资金”和“电价附加收入”都可用于资助风能发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能和海洋能发电，但是“专项资金”是可以用于资助水能开发的。也即是说，可再生能源发展基金把两块收入合并在一起，分发的时候却需要注意是否用于水能发电。那么，可再生能源发展基金的资金内部应该有清晰的划界，但这样并不有利于可再生能源发展基金的资金统一。

二是，从基金筹集来看，“专项资金”的性质属于财政拨款，主要以无偿资助和贷款贴息的方式使用。“电力附加收入”是通过向电力用户征收的电力附加筹集，实质上是一种费用分摊。财政部按月向电网企业征收，由电网企业代征，实行直接缴库，收入全额上缴中央国库。中央财政支付给电网企业代征手续费。所以，这两块资金筹集来源不同，一个是从上而下，另一个是从下而上，再往下分发。

三是，从基金使用范围来看，两块资金不能混用。“专项资金”用于资助可再生能源的开发利用，比如可再生能源独立电力系统建设、示范工程、信息系统建设和设备的本地化生产。“电力附加收入”用于补贴可再生能源上网电价高于常规能源发电的部分，公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价部分，以及发电项目的接网费用。“专项资金”是用于可再生能源基础设施的专项性拨款，而“电力附加收入”是一种维持可再生能源上网电价的价格补贴。

四是，从基金的管理模式来看，财政部、发改委和能源局作为国务院归口部门联合管理。 “专项资金”由财政部负责设立，发改委和能源局负责可再生能源开发利用申报的评审工作。申请专项资金的单位或个人须同时向三部委逐级申报。如果“专项资金”用于固定资产投资的，应还报请国有资产管理局审批。“电力附加收入”原主要由国务院价格主管部门和电监会联合管理。2013年国务院机构改革使得电监会并入国家能源局，而国家能源局和国务院价格主管部门均隶属国家发改委。国务院价格主管部门主要核定可再生能源电价附加标准和收取范围。电监会和国务院价格主管部门主要监管可再生能源电价附加调配和平衡。由财政部的地方专员办负责征收电价附加收入。从两块资金的管理模式来看，我国采取的是政府管理模式，并没有成立专门的“可再生能源发展基金管理委员会”统一管理。三个部门在两块资金的管理地位是不同的，财政部在“专项资金”有设立权，而在“电力附加收入”上只负责收缴和下发的职责。国家发改委的价格主管部门在“电力附加收入”上有制定电价附加标准的职权显然有别于国家发改委在“专项资金”申报的审查职能。各个部门在管理两块资金的职能上各有偏重，这样会导致基金内的两块资金的管理缺乏统一性。如果三部门授权成立“可再生能源发展基金管理委员会”，会避免权力重叠，有利于基金的申报、调配、评审、公示、征收和监管。

再有，“可再生能源发展基金”已经列入《2012年全国政府性基金项目目录》，所以该基金应遵照《政府性基金管理暂行办法》有关规定执行。该办法设置了基金三类管理主体，即管理机构、征收机构和使用单位。财政部是政府性基金管理的职能部门，负责制定基金征收使用管理政策和制度，审批、管理和监督基金预决算草案。征收机构负责政府性基金的具体征收。使用单位负责编制涉及本部门和单位的有关基金的收支预算和决算。“专项资金”不涉及征收单位，它属于国家财政公共预算安排的专项资金。“电力附加收入”由地方财政负责征收，电网企业代征。两项资金的使用单位都应是国家能源局，负责审查编制本部门“专项资金”的批报和可再生能源发电补贴数额的确定和可再生能源电价附加配额交易方案的制定。国务院价格主管部门应是问询部门，协助国家能源局制定电力附加标准和上网电价。所以，设立“可再生能源发展基金管理委员会”可以统一原国家能源局、电监会和国务院价格管理部门有关的职能，只需要把基金的设置、征收和分发的职能单独划归财政部，使得国家职能部门更能高效有序地工作。

五是，从基金法律主体的权利义务来看，“专项资金”和“电价附加收入”也是不同的。“专项资金”只涉及基金管理人和基金申请人。“电价附加收入”的法律主体则要复杂些，分为经济管理主体和经济活动主体。“电价附加收入”的经济管理主体主要是基金管理人，经济活动主体则是可再生能源发电企业和普通电网企业。由于可再生能源发电的上网电价要高于常规能源发电的上网电价，于是“电价附加收入”作为一种价格补贴，主要用于弥补上网电价的差额部分。也就是通过电力用户缴纳可再生能源电力附加，由财政部统一征缴发并放回发电企业。发电企业和电网企业之间的法律关系则是购售电的买卖合同关系。但是两者之间的购售电合同会受“可再生能源发电全额保障性收购”制度的制约，电网企业必须全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。电网企业之间的交易还会受“可再生能源发电配额制”的约束。省级电网企业收取的电价附加金额不足以支付可再生能源电价补贴金额的，可以获得可再生能源电价附加配额证，并可出售给其他电价附加金额大于补贴金额的电网企业。国家发改委制定和下达配额交易方案，主导配额交易，完成电力附加收入在电网企业间的调配。但是，《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》明确了“可再生能源发电全额保障性收购”制度，但对配额制只字未提，只是确定电价附加标准为8厘/千瓦时，电力附加征收范围、征收方式、使用范围等制度，基本上需要参考《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》的有关规定。也就是说，我国“可再生能源发展基金”缺乏调控可再生能源发电配额制的功能。这项职能原属于电监会的管理范畴，但是电监会并入国家能源局后，配额制更应该致力于推动可再生能源发展，而不会成为几大电网公司的利益纠结。但是，正是因为配额制成为经济管理主体即基金管理人的权力，并没有真正成为经济活动主体市场交易的权利，使得我国可再生能源发电配额制失去其本质性的活力。

三、我国“可再生能源发展基金”的制度缺陷及建议

如果“可再生能源发展基金”只是把两块资金机械地合在一起，一定会凸显其制度的缺陷。一方面，基金没有规制可再生能源配额制的能力，但却紧握可再生能源配额的资金；另一方面，基金的管理模式还处于初期摸索的阶段，管理主体的经济权力和经济活动主体的经济权利之间也处于拔河阶段。

（一）可再生能源配额制缺乏市场机制

首先，我国可再生能源缺乏行之有效的阶段性配比目标。根据《可再生能源发展中长期目标》，我国会逐步提高可再生能源在能源结构中的比例，从2010年可再生能源销售量占总体能源销售量的10%增加到2020年的15%，也就是在10年内增长比例仅5%。国外可再生能源的配比目标都有逐年增长目标。比如，美国加尼福利亚洲规定电力公司可再生能源销售量逐年递增1%，直至2020年的20%。英国2006年可再生能源配比目标为6.7%，2007年配比目标为7.9%，2008年为9.1%，2009年为9.7%，至今为10.4%。逐年递增的可再生能源配比目标对实现可再生能源配额制有很重要的意义。只有明确配额义务的承担者每年的配比指标，才可能为实现配比目标，从市场上购买已经超额完成配比目标的配额义务承担者的可再生能源电力，否则会承担未达标的巨额罚款。

其次，可再生能源配额制并没有实现市场自由配置。可再生能源配额制的形成基本需要三个条件：稳定的资金来源、绿色电力配比和市场自由配置。但是我国“可再生能源发展基金”制度只强调如何保证稳定资金来源，但是对后两项因素却没有涵盖。所以该基金制度并没有体现其应有的作用。

从我国“可再生能源发展基金”的收取方式就会发现，可再生能源电价附加由财政部各省的专员办按月向电网企业征收，实行直接缴库，收入全额上缴国库。从配额交易来看，是由国务院价格主管部门制定和下达配额交易方案。从颁发可再生能源电价附加配额证来看，电网企业收取的电价附加金额小于应支付的电价附加补贴金额，就可获得配额证并对外出售。也就是说，资金全部集中在中央，根据不同电网企业之间的电价附加配额证，由中央根据配额交易方案统一调配各电网企业之间的电价附加收入。所以，我国可再生能源配额制缺少一个很重要的配套制度即绿色权证交易制度。如果可再生能源电价附加配额证可以在指定市场上自由交易，买不到配额证的电网企业会与可再生能源发电企业签订长期稳固的供电合同。电价附加配额证也会成为一种金融衍生产品，会得到更多的融资，会解决可再生能源发电企业一味依靠国家财政补贴的问题，才会真正促进可再生能源发展。而我国的可再生能源配额制仍停留在政府主导的属于调配性质的配额交易方案。

（二）基金的管理者和经营者的权责利不清

经济法主体一般分为管理者、经营者和消费者。我国“可再生能源发展基金”主要涉及的是管理者和经营者之间的纵向法律关系，经营者之间的横向法律关系。管理者主要是财政部、国家发改委和国家能源局，经营者主要是发电企业和电网企业。从纵向法律关系来看，我国“可再生能源发展基金”制度体现出行政手段与市场配置不够平衡，监管手段的强制性和灵活性不够协调。

首先，四个法律文件独立并行，失去“可再生能源发展基金”制度的统领性。《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》是与其他三个法律文件相互支持的，即《可再生能源发展专项资金管理办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》和《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》。但是，《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》的立法重点仅仅是收取专项资金和电价附加收入两项资金，对于如何分配、监管、评审、公示都依赖其他法律文件。所以，“可再生能源发展基金”制度显得大而空。

其次，“可再生能源发展基金”制度法律主体权利义务不够清晰。作为基金管理者，几个政府部门要体现宏观调控和市场规制两种权力。宏观调控是从宏观经济利益出发实施调控手段，市场规制是从微观经济的市场竞争利益出发实施规制。我国“可再生能源发展基金”更多体现的是宏观调控的手段。“专项资金”主要来源于中央财政预算安排，也就是财政补贴。其适用范围和扶持重点主要针对的是可再生能源技术开发、项目投建、发电设备的本地化和系统建设。“专项资金”设立的目的主要是帮助可再生能源发电企业的投入。“电价附加”，则是一种价格支持，通过运用电价附加收入收发以维持可再生能源电力的偏高价格。财政补贴和价格支持都是宏观调控的手段，但缺乏与之相配套的市场自由配置。“基金”中的“电价附加收入”是要通过配额制在电网企业间重新分配，可是这种分配应该称之为调配，而不是透过市场重新分配。即是说，配额制事实上也是一种宏观调控的手段。所以，我国“可再生能源发展基金”制度缺乏管理者如何运用权力去规制电网企业之间，发电企业与电网企业之间在可再生能源电力销售上的市场规制力。事实上，可以让可再生能源发电配额通过市场去自由配置，管理者则是这个市场的监管者，完成角色的转换。

作为经营者的可再生能源发电企业和电网企业的法律地位应是相互平等的。可是现在，摆在发电企业和电网企业之间最大的问题是，可再生能源发电由于并网难度比较大，所以存在可再生能源发电消纳难的问题。政府如果要大力推动可再生能源的发展，必须严格规制发电企业和电网企业的权利义务。发电企业必须出售相当比例的可再生能源发电，而电网企业也必须全部购买产出的可再生能源发电，这就是固定电价全额保障上网制度。但是该项制度的执行必须也有相应的制度做配套，才能够疏通全额保障上网的渠道。不能以消纳难作为不可解决的理由，降低电网企业的义务。电网企业如果不执行相关政策，应遭受惩罚性罚款。电网企业一直以来都是以煤电和水电作为主要的发电来源，要求电网企业必须有一定比例可再生能源电力，而可再生能源上网电价又明显高于煤电和水电，在电价附加补贴不到位的情形下，电网企业没有动力尽到自己的法律义务。那么，可再生能源固定电价全额保障上网制度就会碰到执行难。一方面，管理者在基金的征收和调配上应该制定更加行之有效的补贴方案。最近一次国家发改委公布的电价附加补贴方案是2010年10月-2011年4月间的补贴方案，所以到现在，政府一直就有欠发电价附加补贴的现象。这也体现宏观调控没有配合市场配置的结果。第二方面，如果没有对电网企业强有力的约束，电网企业会更加放纵自己的义务。保障电网企业全额上网可再生能源发电，有要求也要有责任。四个法律文件在责任条款的制定上，缺乏对电网企业的责任监管，最后也会变成发电企业和电网企业之间权利义务不平衡。第三方面，要触动电网企业积极消纳可再生能源发电，也要顾及到市场上经营者的逐利性。“可再生能源发展基金”应该成为一个价值杠杆，撬动市场竞争力。“绿色权证交易制度”应该纳入“可再生能源发展基金”制度的调整范围，使得可再生能源发电配额可在市场上自由交易，甚至可以成为一种金融衍生产品，推动电网企业在市场上融资，才可以保证电网企业收购可再生能源发电。

四、结语

我国“可再生能源发展基金”制度是一个新生的法律制度，健全完善该法律制度，需要从制度原理、具体规则两方面进行改造。从“可再生能源发展基金”的制度设计目的来看，“可再生能源发展基金”制度应配合两种主要的可再生能源激励政策，即固定电价全额保障上网制度和可再生能源发电配额制。这两项制度主要反映的是使用政府的宏观调控手段来促进可再生能源发展，但是也需要配合市场自由配置的手段。所以，“可再生能源发展基金”还应涵盖可再生能源“绿色权证交易制度”。这样才可以发挥这项政府性基金的真正作用。

从具体规则的设计来看，首先需要落实每年递增的可再生能源发电配比目标，电网企业只有在明确该目标的时候，才会积极收购可再生能源电力。其次，应综合上述四个法律文件的相互配搭作用，建议出台更综合的“可再生能源发展基金”的法律文件，而不是简单的把两块资金放在一起就成为基金。第三、建议基金的管理模式是专门委员会制，政府应授权给可再生能源发展基金管理委员会，统一协调基金的分配，和监管基金的申请和使用。基金制度也应调整“绿色权证交易制度”，使得该委员会起到规制市场交易的职能作用。第四、厘清经济活动的管理主体和经济活动参加主体，即管理者和经营者之间的权利责，制定明晰的管理者的责任条款，比如在拖欠电网企业的电力附加补贴时，应负有什么样的责任；制定明晰的经营者之间的权利义务体系，发电企业在没有完成年度可再生能源发电配比目标时的责任，电网企业在没有完成全额保障收购任务时的惩罚性责任，所得罚金应归入基金。

参考文献

[1] 徐孟洲、胡林林：《新能源与可再生能源发展基金的性质与制度设计》，载《哈尔滨工业大学学报（社会科学版）》2011年11月。

[2] 李艳芳、张牧君：《论我国可再生能源配额制的建立——以落实我国的规定为视角》，载《政治与法律》2011年第11期。

[3] 谢旭轩、王田、任东明：《美国可再生能源配额制最新进展及对我国的启示》，载《中国能源》2012年3月第34卷第4期。

[4] 王乾坤、蒋莉萍、李琼慧：《欧盟可再生能源发电上网电价机制及对我国的启示》，载《可再生能源》，2012年12月第30卷第12期。

[5] 时璟丽、王仲颖：《可再生能源电力费用分摊方式分析》，载《可再生能源》2008年6月第30卷第6期。

[1] 电价附加：可再生能源发电上网电价通常高于常规能源电力上网电价，因此为弥补上网电价的价差，会对加价销售电量增收电价附加。