日前，國家發改委辦公廳下發《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)。

對此，國家發展改革委能源研究所可再生能源發展中心副主任陶冶表示，2018年首輪征求意見稿中確定的配額指標，是由國務院能源主管部門委托研究機構和電網公司依據2017年各省可再生能源實際消納、跨區交易以及“十三五”可再生能源發展預期研判等情況制定。而此次征求意見稿中國務院能源主管部門委托第三方機構進行了專項評估，細化了配額測算原則、工作流程和重要時間節點，明確在測算過程中征求地方能源主管部門和電網公司意見。此外，結合各省對配額指標的意見，例如對于可再生能源占電力消費量達到80%的四川、云南，對總量配額只監測，不考核。“對其他省所提合理意見已采納，不宜采納的已向地方做了解釋。”

同時，在具體測算方法上，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。而在新一輪征求意見稿中，為利于配額義務分解落實，測算基數變更為本地區電力消費量。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作為分母有很大異議，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這一意見”。對此，陶冶指出，一方面全社會用電量的統計周期在時間上無法滿足可再生能源電力配額指標完成情況核算及年度指標制定的需要。“更重要的是，如果將全社會用電量作為測算基礎，那么包含廠用電和線損等在內的部分配額義務無法落實，很可能出現各個義務主體都完成了配額任務，但整個區域卻沒能完成的情況。目前版本中的本地區電力消費量主要指終端電力消費，已經扣除了廠用電和線損，就避免了上述情況。”

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。

“義務主體進一步明確，做到了覆蓋整個電力消費側。”同時，陶冶也強調，如果電網企業已經明確剝離了售電業務，那么真正考核的就是售電公司，電網承擔組織實施責任。例如新疆和內蒙古，省級電網公司售電量已經不足全社會用電量的一半，這時電網公司必須組織其他主體一起完成配額。”

針對不同類型的主體，新一輪征求意見稿已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。

后續將出臺綠證交易實施細則

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，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。此外，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。

“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”。

根據國家發改委、財政部和國家能源局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補貼。而在本輪征求意見稿中，綠證交易價格由市場交易形成，通過懲罰金方式理論上限定了綠證交易的最高價。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，通過這樣的方式可以獲取部分資金用于填補補貼缺口。

“綠證的本質屬性是表明電量來自于可再生能源，只是有兩個不同的市場同時存在。一個是2017年已經建立的自愿交易市場。另一個市場則是為履行配額義務而形成的交易市場。”陶冶認為，兩者最大的區別在于交易目的和交易價格的預期差異。“自愿市場是實現終端用戶獲取消費綠色電力的證明，綠色電力交易后就不再具有獲取國家補貼的資格，因此交易價格的基準是補貼強度。但配額機制下的綠證市場則是通過配額義務主體間交易獲得證書，將其作為配額指標完成情況的憑據。目前理論上各地補償金標準將是市場交易的上限價格，但在機制上沒有設定保底的交易價格，在政策機制設計上由國家可再生能源發展基金負責出售綠證后補貼不足部分。”

據陶冶介紹，針對配額制的綠證交易，國務院能源主管部門后續將會配套出臺相應的實施細則。“細則的制定將影響到綠證的交易價格。如交易周期、頻次、范圍等，都會對供需關系和價格產生較大的影響。”

此外，陶冶強調，對于一些不享受國家補貼的可再生能源項目是否可以核發綠證也是下一步需要深入討論的問題。“現在很多項目已經在運行，但由于各種原因沒有進入到補貼目錄。下一步將在實施細則中對綠證核發的標準及項目資格認定標準進行明確。”

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。

參與意見反饋收集工作的相關人士表示：“首輪征求意見稿中的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，也還有值得商榷之處，希望能通過征求意見得出相對科學合理的方式。”

陶冶也指出：“完成配額義務的方式有很多種，可以自發自用可再生能源電力，可以直接購買綠色電力，也可以購買綠證，補償金是最后的‘封口’政策。配額制的初衷還是希望實實在在地促進可再生能源的真正消納。”