2015年12月12日，《联合国气候变化框架公约》（以下简称《公约》）缔约方大会通过了《巴黎协定》，这标志着国际气候变化法律新秩序的诞生。与《京都议定书》不同，《巴黎协定》采取了自下而上的减排责任分担机制，要求各缔约方根据《公约》目标在以公平为基础但体现共同且有区别的责任和各自能力原则之下，根据不同国情提交本国的国家自主贡献文件。[1]按照这一规定，各国都必须提出本国的国家自主贡献目标，并确定应对气候变化的主要措施。我国在国家自主贡献文件中提出了五大目标，其中有到2030年非化石能源（可再生能源和核电）占一次能源消费比重达到20%左右这一目标。要实现这一目标，我国需要进一步推动可再生能源产业的发展。从目前的状况来看，自2006年我国实施《可再生能源法》以来，可再生能源产业已经获得了长足的发展。但是随着整个市场规模的扩大，原有的建立在“固定电价制度”（Renewable Fixed Price System）基础上的可再生能源法律制度已经无法满足市场进一步扩大的需要，迫切需要向配额制度（Renewable Portfolio System）转型。在配额制之下，如何通过电力消纳完成配额将会成为一个关键性的问题。目前，对于如何通过需求侧改革实现最终的可再生能源电力消纳，尚无明确的解决方案。有鉴于此，本文旨在通过系统介绍分析美国“社区选择集合项目”（Community Choice Aggregation Program）的基本原理，为我国可再生能源电力消纳问题的解决提供域外的制度经验，进而在理论上为我国从固定电价制度向配额制度转型提供一种基于地方行动的解决方案。

一、问题的提出

按照《可再生能源法》的规定，可再生能源是指风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。人类社会利用可再生能源的历史源远流长，现代意义上的可再生能源利用方式主要是通过发电将可再生能源转化为二次能源供社会消费。与传统的化石能源相比，可再生能源具有清洁、可再生等特点。最为重要的是，利用可再生能源不会导致二氧化碳排放，因此，大力推动可再生能源发展对于减少化石能源依赖、应对气候变化具有重要的意义。我国早在20世纪50年代就开始对风能、太阳能、沼气、太阳灶、光伏技术等可再生能源及技术进行研发与应用，但20世纪80年代末之前，发展的主要目标都是补充农村燃料的不足。进入20世纪90年代之后，随着经济快速发展，传统化石能源不仅不能满足我国城乡生产和消费的需求，所带来的大气污染问题也越来越严重，加上我国成为《公约》缔约方，需要主动应对气候变化，因而我国从1990年以后出台了一系列有关可再生能源的法律与政策。[2]例如，《电力法》第5条规定，“国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电” 。又如《节约能源法》第4条第三款规定，“国家鼓励开发、利用新能源和可再生能源” 。在政策方面，1999年原国家计委、科技部《关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》确定了对可再生能源并网发电项目在还款期内实行“还本付息加合理利润”的定价原则，高出电网平均电价部分由电网分摊。这一政策的落实为《可再生能源法》的制定奠定了基础。

2005年2月，我国颁布了《可再生能源法》，结束了之前可再生能源立法零散、不成体系的状况。更重要的是，《可再生能源法》的颁布施行，明确了国家在可再生能源方面的政策导向，向社会资本释放了明确的政策信号，提供了长远的、稳定的政策预期。与传统能源相比，利用可再生能源发电的核心问题在于成本，风电、光伏发电以及生物质能发电的成本要远远高于传统能源发电成本，这导致可再生能源电力价格要高于传统能源电力价格。如果不采取任何政策措施，风电、光伏发电和生物质能发电在电力市场上无法与传统能源电力竞争，这导致投资者不愿意投资可再生能源产业，电网企业也不愿意收购可再生能源电力。因此，《可再生能源法》设计了一系列的制度措施，以解决可再生能源电力上网以及成本问题：首先，《可再生能源法》规定了“可再生能源全额收购制度”（Renewable Full Purchase System），要求电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。[3]其次，《可再生能源法》规定了固定电价制度，这一制度又可以称为“可再生能源回馈补贴制度”（Renewable Feed-in Tariff System），是指政府确定可再生能源的上网标杆电价，并通过补贴可再生能源发电成本与常规上网电价的差额，使技术尚未成熟和开发运营成本仍然较高的可再生能源发电项目能够有长期稳定的合理回报，从而吸引部件、系统和运营商及投资人的积极参与，进而推动整个产业的发展和市场的扩大。例如，国家发展改革委2016年发布的《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》规定，全国光伏发电价格按照资源区类型划分为三级价格，Ⅰ类资源区0.65元、Ⅱ类资源区0.75元、Ⅲ类资源区0.85元；全国陆上风力发电价格按照资源区类型划分为四级价格，Ⅰ类资源区0.40元、Ⅱ类资源区0.45元、Ⅲ类资源区0.49元、Ⅳ类资源区0.57元；高出部分由可再生能源发展基金补贴。[4]再次，对于电网企业收购可再生能源电力所支付的超出常规能源的费用，采用费用分摊的方法进行消纳。按照《可再生能源法》以及《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》的规定，可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的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的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式分摊解决。2009年《可再生能源法》修改之后，可再生能源电价附加被纳入可再生能源发展基金之中，但仍然用于补贴电价差额和电网企业不能通过销售电价回收的合理的接网费用和其他相关费用。[5]通过强制上网、固定电价和费用分摊，我国建立了完整的推动可再生能源市场发展壮大的制度体系，为可再生能源市场的快速发展奠定了良好的制度基础。

在固定电价和补贴的刺激之下，可再生能源市场获得了较快的发展。但是，随着可再生能源发电规模的扩大，建立在经济性政策工具基础之上的可再生能源法律制度体系逐渐暴露出一些问题。首先，在市场发展初期，由于可再生能源发电总量较低，国家的补贴压力较小。但是随着发电规模的扩大，国家的补贴压力与日俱增，加上漏征企业自备电厂附加费的原因，可再生能源电力补贴出现了较大的资金缺口。根据财政部的统计，到2017年可再生能源电价附加补贴资金缺口巨大，合计已超过1000亿元。[6]预计仅2020年当年就将存在700亿元的补贴资金缺口。[7]这导致可再生能源发电企业电费收入被大量拖欠、成本负担提升，企业经营艰难，影响了社会各界对可再生能源发展的信心。为了填补电价缺口，国家只能提高可再生能源电价附加征收标准。可再生能源电价附加征收标准在2006年仅为1厘钱/千瓦时，2009年时涨为4厘钱/千瓦时，到2012年涨到8厘钱/千瓦时，到2013年涨到1.5分/千瓦时，到2015年已经提高到1.9分/千瓦时。[8]可再生能源电价附加的提高，给企业带来了较大的用电负担。其次，尽管《可再生能源法》明确规定了电网企业具有全额收购可再生能源的义务，但是在实践中由于以下几方面的因素导致可再生能源电力上网困难，“弃风” “弃光”现象十分普遍：第一，我国风能光能资源丰富区往往处于偏远地区，地方消纳能力不足，而风电与电网规划不协调，部分地区风电规划和建设时序不断调整，项目规模和进度远超规划，配套送出工程难以在电网规划和建设时统筹安排，导致清洁能源外送能力不足；第二，我国电力行业的政策和市场机制还不健全，市场化程度偏低，为了完成火电年度电量计划，火电企业和地方政府不愿意让出火电电量空间，为了完成火电年度计划有时不得不限制可再生能源发电的电量空间；第三，风电大规模并网消纳存在技术难题，难以预测和调度。[9]2009年《可再生能源法》修改之后将可再生能源全额收购制度调整为“可再生能源全额保障性收购制度”（Renewable Full Guarantee Purchase System），要求电网企业每年在规划范围内全额收购可再生能源电力。但是在实践中，“弃风” “弃光”现象仍然十分普遍，基于此，环保组织自然之友甚至于2016年向法院提起环境公益诉讼，要求宁夏电网公司和甘肃电网公司赔偿因为没有全额收购可再生能源电力导致火力发电增加产生的污染和温室气体排放损害。

基于上述复杂原因，我国从2009年开始考虑引入可再生能源配额制度来替代可再生能源固定电价制度。国家能源局于2009年开始委托可再生能源中心研究和起草《可再生能源电力配额及考核办法》，经过近十年的研究讨论，于2018年3月、9月以及11月三次对《可再生能源电力配额及考核办法》公开征求意见，并提出将于2019年1月1日起开始实行可再生配额考核。与固定电价制度依赖于补贴不同，配额制度的基本原理是“行政强制加可交易的绿色电力证书”，即通过行政命令确定特定主体生产、收购或者消纳可再生能源电力的年度份额，并且允许主体之间交易权利证书，以降低义务履行的成本。按照2018年11月国家能源局综合司印发的《国家发展改革委 国家能源局关于实行可再生能源电力配额制的通知（征求意见稿）》（以下简称《可再生能源电力配额制通知》）的规定，国家按省级行政区域确定配额指标，各省级人民政府承担配额落实责任，应达到一定的约束性指标，即最低可再生能源比重指标。承担配额义务的市场主体为配售电企业和电力用户。其配额完成量主要有三种形式：从区域内或区域外电网企业和发电企业购入的可再生能源电量,自发自用的可再生能源电量,、从其他配额义务主体购买的配额完成量或购买绿证折算的配额完成量。

从《可再生能源电力配额制通知》的规定可以看出，在新的制度之下，可再生能源电力输配各个环节的主体实际上承担了比之前更重的义务。地方人民政府在新的制度之下必须履行推动可再生能源发展的任务。按照《可再生能源电力配额制通知》的要求，地方政府必须按年度组织制定本省可再生能源电力配额实施方案，包括年度配额指标及配额分配、配额实施工作机制、配额履约方式、考核方式等。有关省级能源主管部门会同电力运行管理部门督促省属地方电网企业以及未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业履行可再生能源电力配额义务。除此之外，地方配售电企业和电力用户也承担较重的义务。各承担配额义务的市场主体及电力用户均须完成所在区域电网企业分配的可再生能源消纳电量，并在电网企业统一组织下共同完成本经营区的配额。尽管《可再生能源电力配额制通知》没有对可再生能源配额如何与可再生能源固定电价制度的衔接做出规定，但是可以预见，由于新的制度依赖于计划性的配额分配和行政性的监督检查，其所面临的执行阻力必然要远远超出可再生能源固定电价制度。因此，对于地方人民政府来说，未来需要解决的核心问题是如何通过更加有效的、灵活的制度设计，来为地方配售电企业和电力用户提供更加充分的激励，以推动上述主体完成可再生能源的消纳任务，这需要借鉴有效的域外经验。

二、美国解决可再生能源电力消纳问题的制度设计

不同于我国完全依赖于行政强制力量来解决可再生能源电力消纳问题，美国很多地方政府（郡、县、市政府）通过“社区选择集合”（Community Choice Aggregation Program，即CCA）来解决可再生能源的消纳问题。通过这种更加灵活的、糅合行政和市场力量的制度，美国很多州和地方政府既实现了可再生能源消纳的任务，又确保了消费者能够获得廉价的可再生能源电力，从而实现了政府、企业和消费者的共赢。

与我国的政治体制不同，美国是联邦制国家，依据分权原则，联邦政府和州政府各自享有政治权力。在联邦层面上，由于能源禀赋、政治体制、文化观念方面的原因，联邦一直缺乏系统的、连贯的可再生能源政策。[10]与此相对，美国各州政府则普遍支持推广和应用可再生能源以应对气候变化，但是在具体的制度选择上，各州的选择各不相同。其中，少部分州选择了可再生能源固定电价制度，例如华盛顿州、俄勒冈州、田纳西州、佐治亚州、佛蒙特州、缅因州、加利福尼亚州等。[11]而绝大多数州都采用配额制，例如亚利桑那州、科罗拉多州、康涅狄格州、哥伦比亚特区、特拉华州、爱荷华州等。[12]其中，一些州的地方政府逐渐发展出政府与市场相结合的可再生能源电力消纳途径，即可再生能源的社区选择集合制度。社区选择集合又可以称为“社区选择能源”（Community Choice Energy），“市政集合”（Municipal Aggregation），“政府集合”（Governmental Aggregation），“电力集合”（Community Aggregation），是指地方政府或者政府机构将特定行政区域内的所有电力消费者集合在一起，与电力供应商签订可再生能源电力的供应协议。[13]通俗来说，社区选择集合类似于团购，由地方政府来将所有的消费者的购买意愿集合在一起，统一与电力供应商签订协议，从而避免电力供应向可再生能源转换所带来的巨大交易成本。

CCA政策的发展经历了一段较长的时期，早在1999年，马萨诸塞州就出台了允许开展该项目的法律。目前，通过法律允许地方开展CCA项目的州包括加利福尼亚州（2002年制定，2011年修改）、伊利诺伊州（2009年）、俄亥俄州（1999年）、马萨诸塞州（1999年）、新泽西州（2003年）、纽约州（2014年）以及罗德岛州（2002年），仅2016年，社区选择集合项目就向3300万电力用户售出了87亿千瓦时的可再生能源电力。[14]在最初制定CCA相关法律时，马萨诸塞州的目的并非是为了实现可再生能源电力的消纳，而是为了提高社区的议价能力，确保社区能够获得较为优惠的电价，但是随着时间进展，CCA逐渐成为一种在不显著增加居民用电成本的前提下增加可再生能源电力在电力市场中比例的手段。[15]

具体来说，CCA项目的操作通常遵循以下步骤：

首先，需要制定相应的法律进行授权。州必须通过立法授权地方政府开展CCA项目。例如，马萨诸塞州于1997年通过了《关于重建电力产业、规范电力和其他服务以及促进消费者保护的法案》（An Act Relative to Restructuring the Electric Utility Industry in the Commonwealth, Regulating the Provision of Electricity and other Services, and Promoting Enhanced Consumer Protections Therein），对CCA政策进行了规定。该法第247条规定，“特此授权在州内共同行动的任何市政当局或任何一组市政当局在其边界内汇总有关电力消费者的电力需求；但是，如果由现有的市政公司提供服务，则该市政公司或市政当局不得汇总电力需求。市政当局或市政集团可以对零售电力客户进行分组，以便为这些客户征集电力和能源服务的投标、经纪人和合同。市政当局或市镇集团可以签订服务协议，以促进电力和其他相关服务的销售和购买。此类服务协议可由单个城市，城镇，县或一组城镇，县组成。”又如，加利福尼亚州2002年在《公共设施法典》（Public Utilities Code）中增加了第366条的内容。该条（c）（1）款规定，“尽管有第366条的规定，特此授权社区选择集合人汇总其管辖范围内电力消费者的电力需求，以减少消费者的交易成本，保护消费者，并利用合同谈判。如果该需求由第9604节（d）部分所定义的当地公共电力公司提供，社区选择集合人不能集合电力需求。社区选择集合人可以将零售电力客户分组以招标和招揽经纪人为这些客户提供电力和能源服务。社区选择集合人可以签订服务协议，以促进电力和其他相关服务的销售和购买。这些服务协议可以涵盖一个单独的市或县，一个市和一个县，一组市，市和县的组合或一组县。”[16]

其次，在州的法律授权之下，地方政府通常需要启动一个投票程序，决定是否启动CCA项目。例如，马萨诸塞州要求，镇可以通过镇会议或镇议会的多数票授权来启动汇总电力需求的程序。市可以通过市长或计划D或计划E城市的城市管理者批准，启动市议会的多数票投票程序。两个或两个以上的市政局可以作为一个团体共同启动一个集合程序，但是每个市各自进行多数投票来授权汇总。[17]在确定启动程序之后，必须确立一个社区选择集合人作为组织者来推动社区选择集合项目，社区选择集合人可以是政府部门，也可以是独立的第三方机构。例如，加利福尼亚州2002年法律规定，社区选择集合人可以是市县的管理委员会，或者多个市县的联合管理机构。[18]2011年法律修改之后，加利福尼亚州又修改了这一条规定，增加了加利福尼亚州的地区公共管理机构。[19]

再次，电力终端用户具有是否参与项目的选择权，但是在选择权上有两种不同的规则，即“自动加入”（Opt-out）和“主动加入”（Opt-in）规则。绝大多数州都采用“自动加入”（Opt—out）规则，即CCA项目一旦启动，项目覆盖范围内的所有电力终端用户自动加入CCA项目，而如果用户不愿意加入到CCA项目之中，必须通过书面或其他方式明确表示不加入项目，而自行选择电力供应商。因此，社区选择集合人必须公布详细的项目信息，以供用户进行选择。例如，马萨诸塞州法律规定，“社区选择集合人有责任在自动注册之前充分告知参与的用户将自动注册，并且他们有权选择退出项目而不受处罚。此外，此类披露应突出说明所有要求的费用，并应包括标准的费率，如何获取，以及可以不参与而不受处罚的事实。应免费向任何公民提供一份有效的包含所有供应方案的清单，这一清单应当包括价格和产品的比较。”[20]罗德岛州2002年法律的规定与马萨诸塞州基本相同，也要求社区选择集合人进行充分告知并提供相应的可供比较的清单。[21]加利福尼亚州2002年法律规定，“社区选择集合人应在开始自动注册之日起的两个月或60天内至少两次向参与用户充分告知信息。可以在结算时同时进行。在自动注册后，社区选择集合人应该在不少于两个结算周期中继续通知以下内容： ①客户将自动注册，并且客户有权选择退出社区选择集合项目而不会被处以罚款。②所提供服务的条款。通知可以包括但不限于直接邮寄给客户，或合并在供水，下水道服务或其他公共服务账单之中。[22]也有少数州允许采用主动加入规则，例如俄亥俄州法律就允许地方政府采用主动加入规则，即需要用户明确同意加入CCA项目。[23]但是实践表明，主动加入规则的效果要远远差于自动加入规则，所以，越来越多的项目采用自动加入规则。

在确定了所有参与项目的客户之后，社区选择集合人会与发电商进行谈判，最终确定服务的期限和费率。CCA项目通常会有较长的服务期限和较高的折扣率，从而在增加可再生能源消费比例的同时减少消费者负担。此外，CCA项目也会提供不同比例的可再生能源类型，以供消费者选择，基于参与人数的区别，可再生能源比例的提升并不必然导致价格的增加，甚至还可能会降低。例如，加利福尼亚州2008年第一个CCA项目“马林清洁能源”（Marin Clean Energy，MCE）项目涵盖了包括马林县在内的12个县市，为加入项目的消费者提供多种不同的电力供应方案，包括包含22%可再生能源的PG&E方案，包含50%可再生能源的“马林清洁能源浅绿”（MCE Light Green）方案，包含100%可再生能源的“马林清洁能源深绿”（MCE Deep Green）方案以及包含100%本地太阳能电力的“马林清洁能源当地太阳能”（MCE Local Sol）方案。按照测算，标准条件（每月使用500kwh电力）下四种不同方案的平均月总成本分别是89.42美元、87.32美元、92.40美元以及119.32美元。[24]其中，50%可再生能源电力供应并没有导致用户用电成本上涨，反而在四种方案中最低，而使用100%可再生能源电力也没有导致总成本的大幅度提高。在加利福尼亚州另一个CCA项目“索诺玛清洁电力”（Sonoma Clean Power）项目中情况也同样如此。该项目提供三种方案，含有28%可再生能源电力的PG&E项目标准条件下总成本为100.26美元，含有33%可再生能源电力的“初绿”（Clean Start）项目标准条件下总成本为95.57美元，而含有100%可再生能源电力的“永绿”（Ever Green）项目总成本为113.07美元。[25]

无论是对可再生能源电力供应商、消费者，还是对州和地方政府来说，社区选择集合制度都是一种创造性的制度设计。对于可再生能源电力供应商来说，社区选择集合降低了交易成本，为其提供了大量潜在客户，从而确保其能够准确评估未来的收益。而对于消费者来说，社区选择集合制度节约了大量的成本，使得消费者能够更加容易获得可再生能源电力，将环境保护纳入日常生活之中，在不显著提高生活成本的前提下实现对环境保护的贡献，因此，选择退出CCA项目的用户往往低于预期，绝大多数用户都会选择加入CCA项目。例如，伊利诺伊州NIMEC项目为超过95个市县提供服务，项目成员已经超过150万人，只有1%到5%的用户选择提出项目，每年节约1.75亿美元，为每户家庭节约150美元到350美元成本。[26]又如，马萨诸塞州“梅尔罗斯社区能源集合”（Melrose Community Energy Aggregation，MCEA）项目则在2016年为该市节约了20万美元的成本并且增加了2900兆瓦时的可再生能源电力消费。[27]而对于州和地方政府来说，CCA项目能够有效增加可再生能源电力份额，为实现可再生能源配额奠定基础。仅仅2015年一年，全美CCA项目就为190万用户出售了740万兆瓦时可再生能源电力。[28]

总的来说，社区选择集合是一种简单而有效的制度设计。通过社区选择集合，地方政府实际上创造了一种能够与电力供应商进行博弈的市场力量，在实现可再生能源电力消纳的同时，避免了对电力供应商和消费者利益造成损害，因此获得了普遍的欢迎。尽管一些地区的CCA项目面临着成本上升的问题[29]，从总体上来看，CCA项目仍然有较大的发展前景。

三、CCA制度对解决可再生能源配额制构建中消纳问题的启示

对于可再生能源电力消纳来说，最为关键的问题是为发电企业、电网企业以及电力用户提供有效的激励，确保供需平衡，这就要求基于可再生能源市场的特点进行更加精巧的制度设计，而不是完全依赖于强制性的行政安排。可再生能源投资的特点在于投资主要集中于建设以及运营的早期，一旦设施投入运营，就不需要或者只需要支付很少的燃料成本，因此，企业在前期需要进行较大的投资。此外，由于能源密度较低，发电企业回收固定成本的周期较长，特别是风电和光伏发电项目，投资回收期可以达到20年。基于这两方面原因，对于发电企业来说，其在投资可再生能源电力之初就需要稳定的市场预期，即市场能够稳定、健康地运行足够长的时间，从而能够降低折旧率，提高利润率。而电网企业和电力用户则希望可再生能源电力的价格能够尽可能降低，以减少上网和消纳的成本。由于可再生能源电力相对于传统电力价格较高，在没有补贴的情况下，可再生能源电力在电力市场上没有与传统能源电力竞争的能力。例如，上海市在2005年制定《上海市绿色电力认购营销试行办法》，鼓励用户以加价认购的方式购买绿色电力。但是在实践中，由于每度绿色电力价格要高于常规能源电力0.53元，上海市绿色电力认购一直遇冷。2006年上海市电力公司向风电公司订购电量4830万度，加上2005年结转电量1618.5万度，当年可供销售的绿电量达到6448.5万度，而认购的数量还不到电力公司能提供风电的23%。[30]绿色电力遇冷表明，完全依靠环境教育和道德鼓励并不能实现引导消费者转向绿色电力消费的目标。正因为如此，《可再生能源电力配额制通知》没有规定电力零售市场消费者承担消纳义务，而是将义务主体规定为电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。

虽然行政主体可以对电网企业和电力用户施加义务，但是并未创造出真实的市场需求，大量的个人用户并未参与到可再生能源电力的消纳中来，可再生能源的市场规模也无法进一步扩大。因此，对于地方政府来说，要将发展可再生能源的政策目标与可再生能源市场化发展结合起来，就必须避免完全地依赖行政力量推动可再生能源市场发展。否则，一旦政策目标和方向发生变化，整个市场就会受到巨大的冲击。因此，《可再生能源电力配额制通知》虽然围绕配额制建立了一套完整的义务体系，但是其实际效果，省级人民政府执行的力度，以及电网企业和电力用户的反应都处于不确定之中。因此，为了消除可再生能源配额制中电力消纳的不确定性，可以考虑通过需求侧的改革来保证可再生能源的消纳，这就需要进一步挖掘可再生能源电力市场，特别是当地市场的消费潜力。

美国CCA制度实际上给我国解决可再生能源配额制构建中的电力消纳问题提供了一种可供借鉴的思路，即通过行政手段集合零售用户的电力负荷来挖掘电力零售用户的消费潜力。需要注意的是，美国的制度的创新点并非在于对零售电力消费需求的集合，而是在于通过行政手段和自动加入的制度设计降低了集合的经济成本。上海市绿色电力认购的问题就在于忽视了制度中的巨大交易成本。零售电力消费者的特点在于数量众多且电力消费量较低，如果采用主动加入规则，由发电企业或者电网公司与消费者分别进行谈判，必然会导致巨大的交易成本，从而导致整个制度的失败。美国CCA制度的特点在于通过地方立法和民主程序启动CCA项目，一旦项目启动，区域内的所有电力用户将自动加入该项目。对于个人来说，加入程序的便利和退出程序的繁琐实际上起到了潜在的引导作用，使得大多数用户最终都自动加入到该项目，最终实现了消费者和电力供应商的共赢。地方政府也从CCA项目中获益良多，通过可再生能源消纳量的增加实现了增加可再生能源在能源消费中比例的目标。

从我国的实际情况来看，借鉴CCA项目的经验存在理论上的可行性。CCA项目的优势在于其并非国家尺度，而是地方尺度，这意味着CCA项目可以更好地与地方的政治、经济和文化发展水平相契合。我国东部和中部地区人口稠密，有大量省市具有较高的经济发展水平，电力需求旺盛。可以考虑以试点方案的形式在部分省市开展此类项目，通过聚集可再生能源零售电力需求的形式实现对可再生能源电力的消纳。在这一过程之中，需要发挥政府的主导作用，通过政府的介入来降低交易成本，并根据地方的实际发展水平为消费者提供具有不同价格和“传统能源/可再生能源”比例的电力供应方案，从而在不显著提高电价的前提之下提高可再生能源电力的消费比例，为实现可再生能源配额制提供有力的支撑。

诚然，理论上的可行性并不能保证项目实施过程的一帆风顺。引入CCA项目的潜在阻力之一在于民众的参与意愿不足。这种不足的直接原因体现为价格因素。上海市绿色电力认购遇冷的经验告诉我们，民众购电时对价格因素的考量要大于对环境因素的考量。在目前的科技水平下，可再生能源的发电成本高于传统能源，这些额外成本如果完全由政府或发电、输电企业承担，则可再生能源发电产业不可能实现持续发展。额外成本必须被分摊到终端消费者身上。电能是人们日常生活中最常使用的二次能源，即便每度电只提价1毛钱，积少成多的影响也是不可忽视的。CCA项目或许可以最大程度地降低这种负面影响，但始终不能完全消除绿电在价格上的劣势。“自动加入”（Opt-out）模式试图通过更加复杂的退出机制减少公众的退出几率，但这无法拦住经济利益至上的消费者。要从根源上克服这种潜在阻力，提升公众对CCA项目的接受度，需要公众观念和价值层面的转变。首先，让公众的关注重点从“能源价格问题”转向“能源问题”。电能与人们的生产生活密不可分，但电能的生产过程却被隐藏在电网的另一端。电能本身看起来似乎是一种清洁能源，但其传统生产过程的非清洁性却没有引起人们的足够重视。[31]人们需要认识到常规能源发电是不可持续的，会对环境带来极大负面影响的。转向可再生能源的能源结构转型是大势所趋。能源问题不像能源价格问题那样直接而明显地影响人们的日常生活，但实际上更为严峻。其次，让公众认识到自己并非纯粹的成本分摊者，而是项目的实际受益者。可再生能源的开发利用不仅会伴随着额外的经济成本，更能带来环境效益。而CCA项目能够将分摊到个人的经济成本降到最低，公众可以通过积极参与CCA项目收获更大的环境效益。再次，让公众感受到自己并非能源问题的旁观者，而是能源决策的参与者。公众对于参与此类社会事务的观念转变可以通过上述两方面得到促进，政府要做的就是为公众参与提供必要条件，避免可再生能源政策的制定和可再生能源产业的开发在“信息真空”中开始，确保公众的意见得到听取和反馈。得到公众认可的立法和政策会遭遇相对较低的执行阻力，对实际执行有积极作用的CCA项目也会得到更多的响应。

总而言之，可再生能源具有与传统能源完全不同的特点。基于可再生能源的特点，必须进行与传统能源供给与消费完全不同的制度设计，而不能完全依赖于政府主导与电网的计划分配。国家发展可再生能源产业的最终目标是提高可再生能源在能源消费中的比例，也就是说，评价可再生能源产业发展是否成功的标准，最终必须落在消费上，这就要求我国积极探索可再生能源电力的需求侧改革。CCA制度为我们提供了一种可行的、地方主导的、糅合行政和市场工具的解决方案，无论是否采用与之类似项目，CCA制度都提醒我们需要谨慎考虑可再生能源消费中的“政府—市场—公众”关系。