日前，国家发改委办公下发《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）；西藏自治区总量配额和非水配额则由第一版明确的数值指标调整为不考核。

在首轮征求意见稿中，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。对于指标数据的调整变动，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的算法和统计有很大异议，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各省的意见”。

而对于部分2018年配额指标有所下调的省份，有知情人透露，在首轮征求意见稿发布后，很多地区都在积极协调，“一些省份承诺完成2020年的远期考核指标，甚至提出可以适当提高2020年的配额比例，但希望将2018年当年的任务降一部分下来”。

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。

同时，针对不同类型的主体，新一轮征求意见稿也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。

通过绿证交易解决部分补贴

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，绿证是可再生能源电力生产、消纳、交易以及配额监测、核算考核的计量单位，对各配额义务主体的配额完成情况考核以核算绿证的方式进行。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。

此外，本次征求意见稿中明确指出，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进行，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。

“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，这是最大的不同”。

根据国家发展改革委、财政部和国家能源局在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贴。

而在本轮征求意见稿中，绿证交易价格是由市场交易形成，并没有其他约束条件。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，这样的方式对于可再生能源的发电企业是利好的。“这其实是通过配额制来推动绿证的销售，进而获取一部分资金由于填补补贴缺口，但并不像此前一样完全替代补贴。”

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。

而在首轮征求意见稿中，对于未完成配额的市场主体，要求通过向所在区域电网企业购买替代证书完成配额。同时规定，在市场机制无法保障可再生能源电力充分利用时，各省级电网公司可按各省级人民政府批准的配额实施方案进行强制摊销。

参与意见反馈收集工作的相关人士表示，此次提出的补偿金已经带有惩罚性质。“从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，也还有值得商讨之处，希望能通过征求意见得出相对科学合理的方式。”

保障性收购条款仍存担忧

根据新一轮征求意见稿，电网企业和其他购电主体须按照国家核定的各类非水电可再生能源发电的标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价（不含补贴部分）收购保障性收购电量。享受国家可再生能源发展基金补贴的非水电可再生能源发电项目，除国务院能源主管部门核定保障小时数地区超过保障小时数的集中式风电（不含海上风电）、光伏发电的可上网电量，其他非水电可再生能源发电全部可上网电量均为保障性收购电量。

“从实际情况看，目前，保障小时数的制定并没有覆盖所有省份。如果按照现在的政策版本，后续工作量会很大，首先就让每个省份都制定相应的保障小时数，这项工作会非常复杂，比如黑龙江曾经制定了一个非常低的保障小时数，在这样的设计下根本达不到希望的效果。”此外，上述参与意见反馈收集工作的相关人士也指出，目前保障小时数的电源种类主要就是风电和光伏，但配额制涉及的电源种类却包括了光热发电、生物质发电、地热发电等所有可再生能源类型，“这其中要做的工作还有很多”。