日前，國家發改委辦公下發《關于征求<可再生能源電力配額及考核辦法>意見的函》。繼3月23日國家能源局發布《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》后，可再生能源配額制面向相關行業協會和主要企業再度征求意見。

大范圍調整配額指標

與首輪征求意見稿相比，針對可再生能源電力配額指標核算方法，新一輪征求意見稿進行了完善和細化，并給出具體測算公式。

大部分省區指標存在不同程度變動，例如京津冀三地2018年可再生能源電力總量配額指標均由11%下調為10.5%，其2020年的預期指標則從13.5%上調為15%;四川、云南兩地的2018年及2020年的可再生能源總量配額指標也從具體數值指標變為區間指標(≥80%即可);西藏自治區總量配額和非水配額則由第一版明確的數值指標調整為不考核。

在首輪征求意見稿中，各省(區、市)可再生能源電量消納占比為各省(區、市)可再生能源消納量除以本地區全社會用電量。對于指標數據的調整變動，有參與意見反饋收集工作的相關人士透露，“當時大家對全社會用電量的算法和統計有很大異議，不同省份之間存在分歧，所以在第二輪進行指標測算時也參考了各省的意見”。

而對于部分2018年配額指標有所下調的省份，有知情人透露，在首輪征求意見稿發布后，很多地區都在積極協調，“一些省份承諾完成2020年的遠期考核指標，甚至提出可以適當提高2020年的配額比例，但希望將2018年當年的任務降一部分下來”。

明確六大類義務主體

在新一輪征求意見稿中，可再生能源電力配額義務主體被明確分為六大基本類型。其中，第一類為國家電網公司、南方電網公司所屬省級電力公司，依其售電功能承擔與售電量相對應的配額第二類為各省級及以下地方人民政府所屬地方電網企業，依其售電功能承擔與售電量相對應的配額;第三類為擁有配電網運營權的售電公司(簡稱配售電公司，含社會資本投資增量配電網運營企業)，承擔與售電量相對應的配額;第四類為獨立售電公司(不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務);第五類為參與電力直接交易的電力用戶;第六類為擁有自備電廠的企業(全部用電量由自發自用可再生能源發電滿足的無需承擔配額義務)。其中，第三類至第六類為獨立考核的配額義務主體。

同時，針對不同類型的主體，新一輪征求意見稿也給出了各自的配額計算方式，并進一步明確各配額義務主體售電量和用電量中，農業用電和電網企業專用計量的供暖電量免于配額考核。

通過綠證交易解決部分補貼

值得注意的是，在新一輪征求意見稿中，涉及原可再生能源電力證書的相關表述被改為綠證交易。

根據新一輪征求意見稿，綠證是可再生能源電力生產、消納、交易以及配額監測、核算考核的計量單位，對各配額義務主體的配額完成情況考核以核算綠證的方式進行。對于綠證權歸屬及轉移，在本輪征求意見稿中也制定了相應規則。

此外，本次征求意見稿中明確指出，綠證交易范圍為配額義務主體之間、發電企業與配額義務主體之間進行，綠證交易價格由市場交易形成。國家可再生能源發展基金向發電企業撥付補貼資金時按等額替代原則扣減其綠證交易收益。

“這一次提出的綠證交易，和我們目前普遍理解的能夠在綠證認購平臺上購買的綠證其實是兩回事。”中國投資協會能源投資專業委員會專家顧問王淑娟表示，本次征求意見稿中提出的綠證只是消費綠色電力的證明，“發電企業賣了綠證，還是可以拿補貼，這是最大的不同”。

根據國家發展改革委、財政部和國家能源局在2017年初發布的《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》，綠色電力證書的認購價格不得高于證書對應電量的可再生能源電價附加資金補貼金額，而且發電企業在出售綠色電力證書后，相應的電量不再享受電價貼。

而在本輪征求意見稿中，綠證交易價格是由市場交易形成，并沒有其他約束條件。此外，國家可再生能源發展基金在向發電企業撥付補貼資金時，只需按等額替代原則扣減其綠證交易收益。“換言之，1000度電核發一張綠證，如果一張綠證賣100元，相當于一度電0.1元。假設國家給可再生電力的補貼是每度電0.5元，按照此前三部委通知里的規定，這0.5元的補貼就不能再領了，但按照此次征求意見稿中的方式，發電企業還是可以領到每度電0.4元的補貼。”王淑娟認為，這樣的方式對于可再生能源的發電企業是利好的。“這其實是通過配額制來推動綠證的銷售，進而獲取一部分資金由于填補補貼缺口，但并不像此前一樣完全替代補貼。”

強制攤銷變為配額補償金

在新一輪征求意見稿中，首次提出了配額補償金方式，即對最終未完成年度配額的配額義務主體，國務院能源主管部門委托省級電網企業向其代收配額補償金，補償配額義務主體履行配額義務差額部分。

配額補償金標準為當地燃煤發電標桿上網電價、大工業用戶最高輸配電價(1-10kV用戶)、政府性基金、附加以及政策性交叉補貼之和。有關省級電網企業應將收繳的配額補償金納入國家可再生能源發展基金撥付資金一并使用，用于本經營區內可再生能源發電補貼資金支付。

而在首輪征求意見稿中，對于未完成配額的市場主體，要求通過向所在區域電網企業購買替代證書完成配額。同時規定，在市場機制無法保障可再生能源電力充分利用時，各省級電網公司可按各省級人民政府批準的配額實施方案進行強制攤銷。

參與意見反饋收集工作的相關人士表示，此次提出的補償金已經帶有懲罰性質。“從強制攤銷變為補償金，從政策制定的角度，還是希望給各地一個相對明確的指導和基準的規則，畢竟這對于各省來說都是新生事物。按照新一輪征求意見稿中的補償金標準，這個數額將遠遠大于購買綠證的費用。

其實，在補償金方面一直存在很多方案，也有人曾提出是否可以規定一個固定的金額，全國統一執行，但考慮到這種固定數值很難符合各省不同的發展狀況，所以沒有采用。即便是目前這一版本提供的補償金計算標準，也還有值得商討之處，希望能通過征求意見得出相對科學合理的方式。”

保障性收購條款仍存擔憂

根據新一輪征求意見稿，電網企業和其他購電主體須按照國家核定的各類非水電可再生能源發電的標桿上網電價或競爭配置等方式確定的固定電價(不含補貼部分)收購保障性收購電量。享受國家可再生能源發展基金補貼的非水電可再生能源發電項目，除國務院能源主管部門核定保障小時數地區超過保障小時數的集中式風電(不含海上風電)、光伏發電的可上網電量，其他非水電可再生能源發電全部可上網電量均為保障性收購電量。

“從實際情況看，目前，保障小時數的制定并沒有覆蓋所有省份。如果按照現在的政策版本，后續工作量會很大，首先就讓每個省份都制定相應的保障小時數，這項工作會非常復雜，比如黑龍江曾經制定了一個非常低的保障小時數，在這樣的設計下根本達不到希望的效果。”此外，上述參與意見反饋收集工作的相關人士也指出，目前保障小時數的電源種類主要就是風電和光伏，但配額制涉及的電源種類卻包括了光熱發電、生物質發電、地熱發電等所有可再生能源類型，“這其中要做的工作還有很多”。