次国家能源委会议再次强调要推动能源生产和消费方式变革。笔者认为，转变能源消费方式需要改变现行的"敞开式"能源消费方式，实施化石能源总量控制与非化石能源配额管理;在现行的经济技术条件下，以风电、太阳能发电、生物质发电等电能为主的非化石能源还不具备成本比较优势，实施非化石能源配额管理需要强化消费者责任，并通过电力体制改革发挥市场在资源配置中的基础性、决定性作用，为消费者履行非化石能源配额责任创造条件。
引入可再生能源配额管理
在现有技术水平和价格体制下，非水电可再生能源的发电成本普遍高于化石能源的发电成本，降低化石能源在发电能源中的比例构成、提高可再生能源发电的市场份额，需要引入"可再生能源配额制度"和"绿色电力证书制度"。
1.可再生能源配额制度
首先，优化发电能源构成。当前，化石能源资源的有限性和地球环境容量的有界性已成为能源安全的主要障碍，提高能源效率和开发可再生能源成为能源可持续发展战略的中心环节。电能作为人类生产、生活不可或缺的二次能源，必须从制度上保障其生产逐步转向以可再生能源为主的发展轨道。配额作为一种政策工具，通过法律的或行政的强制性手段，成为保障可再生能源发电的市场份额、引导发电能源优化选择的制度基础。
其次，生产者责任。基于政府强制性手段的可再生能源配额制度，首先反映的是电力服务商的生产责任。独立发电商投放到社会的电能商品在总量构成上必须含有符合配额规定要求的可再生能源电能产品。在这里，配额反映的是电能的生产配额;在电力市场化条件下，还反映电能的销售配额。
第三，消费者责任。电力服务商向社会提供的可再生能源电能产品需要价值实现。受电能生产与消费瞬间平衡的制约，基于政府强制性手段的配额制度还需要规范电力消费者的责任，为他们安排强制性的消费配额，以实现可再生能源电能产品的产销平衡。消费配额是生产配额的基础，因为稳定的市场需求是实现可再生能源发电"市场拉动"的动力源泉。
2.绿色电力证书制度
上述基于配额的制度安排对于促进非水电可再生能源发电是有益的，但它是不完备的，不完备性表现有三：一是激励政策组合。非水电可再生能源发电的成本劣势依赖政府"相机抉择"的政策组合，受政府财力限制而呈现不确定性。二是配额交易机制。如果按照市场份额和消费电量分配给生产者和消费者的配额不能完成或超额完成，市场的缺失将无法保证配额的利益平衡目标的实现。三是环境收益的价值实现。非水电可再生能源发电除了实现"开源"外，相比较于化石能源发电还具有环境收益(污染物减排)，配额制度同样无法反映这部分价值。因此，配额制度需要配套制度安排。一个比较成熟的制度工具就是绿色电力证书制度，将基于配额形成的可再生能源发电量证券化，并藉此构建基于市场的可再生能源电能供求机制和市场交易体系：
一是可再生能源电能证券化。将配额制度下由政府或其授权机构根据法律规定强制性分配给独立发电商的可再生能源发电配额证券化。例如荷兰，绿色电力生产商向电网每输送10兆瓦时绿色电力，将获得1份有效期1年的绿色证书。同时，将有配额消费义务的电力用户和基于绿色电力消费自愿协议的普通电力用户所购买的可再生能源电能证券化。例如上海，基于自愿认购原则，居民用户每年认购绿色电力电量最低额度为10个单位，以12千瓦时为一个绿色电力单位;单位用户每年认购的最低额度为10个单位，以6兆瓦时为一个绿色电力单位 。
二是可再生能源电能的价值分离。可再生能源电能与化石能源电能的最大区别在于它的生产过程具有环境友好与资源节约属性，因而具有环境效益和社会效益。由于现行的电价体制没有将化石能源电能生产过程中的环境损害成本和资源耗竭成本计入生产成本，使得可再生能源电力在现行的电力市场中缺乏公平竞争环境。绿色电力证书制度设计的要害就在于将可再生能源电能价值分离为常规部分和绿色部分，其中常规部分对应的是现行电力市场条件下的电能价值、与化石能源所发的电能价值相同，由现行电价表征;绿色部分对应的是可再生能源电能的环境效应与社会效益的价值，由绿色证书的价格表征。
三是绿色证书可交易。配额制度本身无法实现可再生能源发电的绿色价值，绿色证书为绿色价值的实现提供了市场化的解决方案。在电能交易过程中，可再生能源电能的常规价值由现行的电价实现，绿色价值则由绿色证书实现。绿色证书作为可交易的有价证券，其价格由可再生能源电价高于常规电价的"价差"决定、并随市场供求波动。可再生能源发电企业通过售出"绿色证书"获取价外收益，实现可再生能源电能的绿色价值，并使得可再生能源配额藉由绿色证书实现可交易，而且巧妙地解决了配额制度的市场化问题。
3.绿色证书市场
绿色证书的存在，使得电力企业为完成配额可以不需要自己开发绿色电力项目，而是直接购买绿色证书来实现;也可以通过出售超配额的绿色证书实现赢利;投资者也可以通过买入和卖出绿色证书过程中的价值增值实现投资收益、从而使得绿色证书成为市场投资工具。接下来的问题是：如何保障绿色证书市场交易成功?答案是建立绿色证书市场体系，这是一个渐进的过程。
首先，绿色证书仅作为配额平衡的市场工具。可再生能源发电配额作为基于减少化石能源消费的电力节能政策工具，是电力企业依法应尽的义务。但受资源条件、发展能力的制约，不同电力企业完成强制性配额的市场绩效客观上存在差异，绿色证书制度为电力企业之间调节配额余缺创造了条件。这个阶段的关键是保障政府基于保障可再生能源发电"经济上合理"的政策组合激励有效，为总体上完成配额提供激励机制、机会结构和约束机制。
其次，培育基于自愿协议的绿色电力消费市场。绿色证书作为包含一定量绿色电力的有价凭证，其价值实现根本上讲来源于电力消费者，引导电力用户绿色电力消费成为绿色证书市场体系建设的基础性工作。由于在市场初期，可再生能源发电配额总量有限，基于政府和私人部门之间的绿色电力消费自愿协议成为市场建设的主要手段。例如美国的绿色电力伙伴计划，"绿色电力伙伴计划"是美国环境保护署发起的一个自愿参与的项目，目的是使绿色电力采购标准化，鼓励人们多购买绿色电力。该项目的参与者承诺利用绿色电力来满足自身的部分电力需求，目前已有550多个机构参与这项计划，包括跻身于全球财富500强的企业以及美国州政府及联邦政府机构、行业协会和高等院校 。我国上海市于2005年开展绿色电力认购试点，鼓励单位和个人自愿认购绿色电力。自愿协议比法规更容易，但由于不具有法律约束力而目标实现不可控。这一阶段的关键是在政府的支持下以电力企业(主要是售电企业)为主导开展绿色电力市场营销工作，培育绿色电力市场。
第三，构建绿色证书市场。在上述两阶段工作的基础上，绿色电力生产稳步增长、绿色电力消费受到普遍认可，我们就可以着手建立独立于电力交易系统的绿色证书市场交易体系了。它由三部分组成：一是绿色证书及其发放机关。一个可交易的绿色证书是发证机关的一个证明，它表明独立发电商在一个确定的期限内一个标准量的可再生能源发电量供给输配电网;或者表明电力用户在一个确定的期限内已购买一个标准量的可再生能源发电量。二是绿色证书交易管理数据库。动态跟踪、记录、管理绿色电力生产者与消费者"绿证"交易情况、建立绿证储蓄银行，并由发证机关负责管理。三是绿色证书交易市场。建立市场进入规则、市场交易规则和市场竞争规则，为各类市场主体开展绿证交易提供市场服务。
推进售电侧电力体制改革
实施"可再生能源配额制度"和"绿色电力证书制度"，基本前提是电力市场化。当前，我国电力行业的产业结构发生了根本性转变，供电作为一个整体职能被分解为发电、输电、配电、售电四种职能。按照"管住中间、放开两边"的电力市场化改革路线图，厂网分开后"发电侧电力体制改革"已基本到位，但"放开两边"的另一边"售电侧电力体制改革"还缺乏整体性的制度设计;由于输配售还没有分开，电力供应的自然垄断环节与竞争环节还处于"耦合"状态，市场机制难以发挥资源配置的基础性作用，"售电侧电力体制改革"成为现阶段电力体制改革的重点领域和关键环节。
长期以来，我国政府将电力作为一个整体开展电力行政管理，履行"经济调节、市场监管、社会管理、公共服务"职责。与电力生产者相对应，政府对电力消费者行政管理的主要政策工具是"电力需求侧管理"，在输配售耦合的"单一购买者"电力市场模式下，电力消费者还不具备电能商品的自由选择权，独立发电商也不具备电能商品的自由销售权，"售电侧电力体制改革"将为我国构建"多买多卖"的电能商品市场交易格局创造条件。由于"发电侧电力体制改革"已基本到位，"售电侧电力体制改革"对最终实现"管住中间、放开两边"的电力体制改革目标具有决定性意义。
现在看来，售电侧电力体制改革重点要解决好三方面问题：
1.售电侧电力体制改革顶层设计
为售电侧电力体制改革提供系统性解决方案。一是"传统电力需求"售电侧电力体制改革顶层设计，具体设计城镇和农村的售电改革方案;二是"非传统电力需求"售电侧电力体制改革顶层设计，具体设计电力直销和电动汽车、电动自行车等移动式用电的售电改革方案;三是"非传统电力供给"售电侧电力体制改革顶层设计，具体设计天然气、分布式能源和以太阳能、风能为基础的分布式电力的售电改革方案。
2.售电侧电力体制改革配套政策设计
为售电侧电力体制改革创造宽松的外部条件。一是供电营业许可管理，研究取消供电营业区许可证管理的可行性，解决售电市场准入问题;二是电力普遍服务，研究售电商履行电力普遍服务的成本分摊办法，解决非市场售电问题;三是"三农"电力服务，研究售电商协助政府支持"三农"的成本补偿办法，解决政策性售电问题。
3.售电侧电力体制改革规范性分析
为售电侧电力体制改革提供理论和经验支持。一是系统研究基于"经济调节、市场监管、社会管理、公共服务"的电力行政管理理论基础;二是系统梳理当前售电侧电力管理体制与运行机制存在的主要问题;三是总结分析售电侧电力体制改革的国际成功经验与失败教训。
当前，我国电力市场模式依然还是"单一购买者"的市场格局，自然垄断环节(输配环节)与下游的售电环节还处于"耦合状态"。电力市场建设应转向推进输配售环节的解耦，改变单一购买方的市场格局，为建设售电侧市场创造条件：
第一，输-配解耦。解耦的根本目标不是为了实现输配电环节的结构分离(分拆)，而是通过解耦实现财务分离，为进一步在发电侧市场和售电侧市场推进"代输电业务"创造条件，特别是在大工业直销市场。
第二，配-售解耦。与输配解耦不同，配售解耦的根本目标是推进配售电环节的结构分离，为培育售电侧市场创造条件，特别是城市社区电力市场、农村电力市场。
加快售电侧电力市场建设
在输配售解耦的条件下，售电侧市场建设成为电力市场建设的重点，其基本目标主要有三：一是实现发电企业兼营零售业务。主要办法是允许发电企业开展零售业务，由大用户向发电厂直接直购电(电力直销)。二是培育合格的售电市场主体。区别于电力直销大用户购电自己消费，我们还需要大量买电是为了卖电、赚取利润的中介机构和售电经纪公司。三是扩大电力用户的选择权。重点是形成买方市场力，通过用户消费选择权促进电力企业降低成本、改善服务、提高效率，最终实现零售自由化。
围绕上述目标，售电侧市场建设的主要工作包括大工业用户直销市场建设、农村电力市场建设和城市社区电力市场建设。
(1)大工业直销市场建设。目前，在全国2.3亿电力用户中，由国家电网公司、南方电网公司和内蒙古电力公司直接供电的，变电容量在315千伏安、电压等级在10千伏以上的用户约160万户大用户;在这些大用户中，大工业用户的用电量最大，3家电网企业向大工业用户售电约占向大用户售电总量的71.5%、全社会用电量的30%。若放开这30%的电力市场，将直接产生160万个市场主体，对电网企业带来的直接威胁将产生竞争的效果，促进输配电价的形成。
(2)农村电力市场建设。其核心是农村电力体制改革。全国2600多家县级供电企业的供电营业区域覆盖国土面积的80%左右，服务人口占全国总人口的70%以上，售电量约占全国总售电量的一半，改革的目标是在明晰县级供电企业产权关系的基础上，改变企业代管状态，培育独立的购售电主体，通过电力市场专业化分工培育出一批专业化的售电队伍。
(3)城市社区电力市场建设。未来10～20年，我国将处在加快城市化进程中，每年有超过1500万人口迁移到城镇居住，城市社区成为电力市场的发展主体。将居民小区、学校、医院、政府部门等单位的用电服务和销售统一组织起来，在城市培育独立的购售电主体，是未来城市社区电力市场建设的主要方向。
目前，售电侧市场建设的主要障碍有二：一是供电营业区划分。按照现行规定，在一个供电营业区域内，只准设一个供电营业机构。二是缺乏独立的输配电价。由于独立的输、配电价尚未出台，"多买多卖"的多边交易模式难以形成。
