日前，国家发改委办公厅下发《关于征求<可再生能源电力配额及考核办法>意见的函》。继3月23日国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》后，可再生能源配额制面向相关行业协会和主要企业再度征求意见。

　　大范围调整配额指标

　　与首轮征求意见稿相比，针对可再生能源电力配额指标核算方法，新一轮征求意见稿进行了完善和细化，并给出具体测算公式。

　　大部分省区指标存在不同程度变动，例如京津冀三地2018年可再生能源电力总量配额指标均由11%下调为10.5%，其2020年的预期指标则从13.5%上调为15%；四川、云南两地的2018年及2020年的可再生能源总量配额指标也从具体数值指标变为区间指标（≥80%即可）。

　　对此，国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶表示，2018年首轮征求意见稿中确定的配额指标，是由国务院能源主管部门委托研究机构和电网公司依据2017年各省可再生能源实际消纳、跨区交易以及“十三五”可再生能源发展预期研判等情况制定。而此次征求意见稿中国务院能源主管部门委托第三方机构进行了专项评估，细化了配额测算原则、工作流程和重要时间节点，明确在测算过程中征求地方能源主管部门和电网公司意见。此外，结合各省对配额指标的意见，例如对于可再生能源占电力消费量达到80%的四川、云南，对总量配额只监测，不考核。“对其他省所提合理意见已采纳，不宜采纳的已向地方做了解释。”

　　同时，在具体测算方法上，首轮征求意见稿中，各省（区、市）可再生能源电量消纳占比为各省（区、市）可再生能源消纳量除以本地区全社会用电量。而在新一轮征求意见稿中，为利于配额义务分解落实，测算基数变更为本地区电力消费量。有参与意见反馈收集工作的相关人士透露，“当时大家对全社会用电量作为分母有很大异议，不同省份之间存在分歧，所以在第二轮进行指标测算时也参考了这一意见”。对此，陶冶指出，一方面全社会用电量的统计周期在时间上无法满足可再生能源电力配额指标完成情况核算及年度指标制定的需要。“更重要的是，如果将全社会用电量作为测算基础，那么包含厂用电和线损等在内的部分配额义务无法落实，很可能出现各个义务主体都完成了配额任务，但整个区域却没能完成的情况。目前版本中的本地区电力消费量主要指终端电力消费，已经扣除了厂用电和线损，就避免了上述情况。”

　　明确六大类义务主体

　　在新一轮征求意见稿中，可再生能源电力配额义务主体被明确分为六大基本类型。其中，第一类为国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司，依其售电功能承担与售电量相对应的配额；第二类为各省级及以下地方人民政府所属地方电网企业，依其售电功能承担与售电量相对应的配额；第三类为拥有配电网运营权的售电公司（简称配售电公司，含社会资本投资增量配电网运营企业），承担与售电量相对应的配额；第四类为独立售电公司（不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务）；第五类为参与电力直接交易的电力用户；第六类为拥有自备电厂的企业（全部用电量由自发自用可再生能源发电满足的无需承担配额义务)。其中，第三类至第六类为独立考核的配额义务主体。

　　“义务主体进一步明确，做到了覆盖整个电力消费侧。”同时，陶冶也强调，如果电网企业已经明确剥离了售电业务，那么真正考核的就是售电公司，电网承担组织实施责任。例如新疆和内蒙古，省级电网公司售电量已经不足全社会用电量的一半，这时电网公司必须组织其他主体一起完成配额。”

　　针对不同类型的主体，新一轮征求意见稿已给出了各自的配额计算方式，并进一步明确，各配额义务主体售电量和用电量中，农业用电和电网企业专用计量的供暖电量免于配额考核。

　　后续将出台绿证交易实施细则

　　值得注意的是，在新一轮征求意见稿中，涉及原可再生能源电力证书的相关表述被改为绿证交易。

　　根据新一轮征求意见稿，绿证交易范围为配额义务主体之间、发电企业与配额义务主体之间，绿证交易价格由市场交易形成。国家可再生能源发展基金向发电企业拨付补贴资金时按等额替代原则扣减其绿证交易收益。此外，对于绿证权归属及转移，在本轮征求意见稿中也制定了相应规则。

　　“这一次提出的绿证交易，和我们目前普遍理解的能够在绿证认购平台上购买的绿证其实是两回事。”中国投资协会能源投资专业委员会专家顾问王淑娟表示，本次征求意见稿中提出的绿证只是消费绿色电力的证明，“发电企业卖了绿证，还是可以拿补贴”。

　　根据国家发改委、财政部和国家能源局2017年初发布的《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，绿色电力证书的认购价格不得高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额，而且发电企业在出售绿色电力证书后，相应的电量不再享受电价补贴。而在本轮征求意见稿中，绿证交易价格由市场交易形成，通过惩罚金方式理论上限定了绿证交易的最高价。此外，国家可再生能源发展基金在向发电企业拨付补贴资金时，只需按等额替代原则扣减其绿证交易收益。“换言之，1000度电核发一张绿证，如果一张绿证卖100元，相当于一度电0.1元。假设国家给可再生电力的补贴是每度电0.5元，按照此前三部委通知里的规定，这0.5元的补贴就不能再领了，但按照此次征求意见稿中的方式，发电企业还是可以领到每度电0.4元的补贴。”王淑娟认为，通过这样的方式可以获取部分资金用于填补补贴缺口。

　　“绿证的本质属性是表明电量来自于可再生能源，只是有两个不同的市场同时存在。一个是2017年已经建立的自愿交易市场。另一个市场则是为履行配额义务而形成的交易市场。”陶冶认为，两者最大的区别在于交易目的和交易价格的预期差异。“自愿市场是实现终端用户获取消费绿色电力的证明，绿色电力交易后就不再具有获取国家补贴的资格，因此交易价格的基准是补贴强度。但配额机制下的绿证市场则是通过配额义务主体间交易获得证书，将其作为配额指标完成情况的凭据。目前理论上各地补偿金标准将是市场交易的上限价格，但在机制上没有设定保底的交易价格，在政策机制设计上由国家可再生能源发展基金负责出售绿证后补贴不足部分。”

　　据陶冶介绍，针对配额制的绿证交易，国务院能源主管部门后续将会配套出台相应的实施细则。“细则的制定将影响到绿证的交易价格。如交易周期、频次、范围等，都会对供需关系和价格产生较大的影响。”

　　此外，陶冶强调，对于一些不享受国家补贴的可再生能源项目是否可以核发绿证也是下一步需要深入讨论的问题。“现在很多项目已经在运行，但由于各种原因没有进入到补贴目录。下一步将在实施细则中对绿证核发的标准及项目资格认定标准进行明确。”

　　强制摊销变为配额补偿金

　　在新一轮征求意见稿中，首次提出了配额补偿金方式，即对最终未完成年度配额的配额义务主体，国务院能源主管部门委托省级电网企业向其代收配额补偿金，补偿配额义务主体履行配额义务差额部分。

　　配额补偿金标准为当地燃煤发电标杆上网电价、大工业用户最高输配电价（1-10kV用户）、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和。有关省级电网企业应将收缴的配额补偿金纳入国家可再生能源发展基金拨付资金一并使用，用于本经营区内可再生能源发电补贴资金支付。

　　参与意见反馈收集工作的相关人士表示：“首轮征求意见稿中的强制摊销变为补偿金，从政策制定的角度，还是希望给各地一个相对明确的指导和基准的规则，毕竟这对于各省来说都是新生事物。按照新一轮征求意见稿中的补偿金标准，这个数额将远远大于购买绿证的费用。其实，在补偿金方面一直存在很多方案，也有人曾提出是否可以规定一个固定的金额，全国统一执行，但考虑到这种固定数值很难符合各省不同的发展状况，所以没有采用。即便是目前这一版本提供的补偿金计算标准，也还有值得商榷之处，希望能通过征求意见得出相对科学合理的方式。”

　　陶冶也指出：“完成配额义务的方式有很多种，可以自发自用可再生能源电力，可以直接购买绿色电力，也可以购买绿证，补偿金是最后的'封口'政策。配额制的初衷还是希望实实在在地促进可再生能源的真正消纳。”