國家發(fā)改委辦公廳印發(fā)了《可再生能源電力配額及考核辦法》（第二次征求意見稿），再度引發(fā)行業(yè)關注。

算上未公開征求意見的那一次，這份征求意見稿可以稱為配額制3．0版本，由主管部門把可再生能源和傳統(tǒng)能源的意見、建議、困難收集完畢后，匯總出一份讓大家都愿意接受的方案，預計最終出臺的配額考核辦法與這一版不會有太大出入。

索比光伏網認為，這份征求意見稿比第一版更為具體，比第二版更有利于保障可再生能源企業(yè)權益，但在執(zhí)行落實方面，仍存在一定困難。

我們可以重點關注以下內容：

配額義務主體和考核范圍

對兩次征求意見稿的配額義務主體進行整理：

在第二次征求意見稿中，明確提出了對每一類義務主體的考核方式和范圍，例如，對電力直接交易用戶，其應完成的配額為全部購入電量和自發(fā)自用電量（如有）之和乘以所在行政區(qū)域配額指標。

考慮到生產生活的實際情況，在第二版征求意見稿中，明確提出農業(yè)用電和電網企業(yè)專用計量的供暖電量免于配額考核。提出這一點，充分體現了相關部門從善如流的特點，那么，對于成本相對較高的清潔能源供暖，能否給予更多優(yōu)惠政策呢？

同時我們需要注意到，最新征求意見稿刪去了“擁有燃煤自備發(fā)電機組的企業(yè)承擔的配額指標應高于所在省級區(qū)域的配額指標”這一說法。長期以來，自備電廠拒絕承擔可再生能源電價附加等額外費用，導致補貼缺口日益擴大。能源局要求自備電廠承擔更高配額，有一定補償性征收的懲罰意味。但從實際執(zhí)行的角度，我們更應該關注未來，如何控制補貼缺口。

強調可再生能源優(yōu)先，落實不易

無論哪一版征求意見稿，都要求各地把電力消費中可再生能源占比作為約束性指標，優(yōu)先發(fā)展、充分利用可再生能源。

但從實際情況來看，可再生能源電力的消納比重、電量、電價總是難以同時保全。正如筆者在《保障小時數本就不合理 再打折是否太過分》一文中提到的那樣，不少地區(qū)可再生能源電力直接交易的電價極低甚至趨近于零，再加上補貼拖欠的影響，個別電站虧損嚴重，經營難以維系。

作為可再生能源發(fā)展“拖后腿”的一方，自備電廠總能得到更多關注。為了保障可再生能源消納，第二次征求意見稿明確提出，省級能源主管部門要會同電力運行管理部門提出當地擁有自備電廠的企業(yè)應承擔的配額指標，并督促其完成。如果相關企業(yè)未建設自發(fā)自用可再生能源發(fā)電設施，也沒有完成配額指標，就要通過購買綠證的方式進行補充。

綠證與交易

很多業(yè)內人士看完最新版征求意見稿后心存疑慮，認為綠證已脫離原有意義和屬性。其實，綠色電力的涵蓋范圍、一個綠證對應的電量都沒有改變，依然是企業(yè)生產、消納可再生能源、非水可再生能源的計量單位。

與過去不同，分布式發(fā)電都可以拿到綠色電力證書。企業(yè)投資（工商業(yè)分布式）在省級電力交易中心登記，個人投資（戶用光伏）則以縣級區(qū)域為單元實施集體戶頭管理。從各地戶用光伏實際情況來看，普遍由地方電網公司墊付補貼，很少有拖欠現象，但如果采用綠證交易的方式獲取部分補貼，由于交易需要時間，補貼周期可能延長。

對工商業(yè)分布式而言，全國大部分地區(qū)電網停止墊付國家補貼，等待時間較長，不如提前出售綠證更劃算，這對他們是有利的。唯一的限制是交易渠道，多數企業(yè)擁有的綠證數量較少，不了解如何尋找交易對象，面對大型配售電企業(yè)時沒有議價能力，可能導致綠證實際交易價格偏低。

綠證價格仍被要求“通過市場交易產生”，發(fā)放補貼時按等額替代原則扣減。簡單說，某光伏電站標桿電價0．75元／kWh，當地煤電電價0．4元／kWh，綠證交易價格0．15元／kWh，則國家發(fā)放補貼時只需要支付0．2元／kWh即可，減輕了補貼壓力，有利于盡快完成拖欠部分的發(fā)放。

由此可能帶來的問題是綠色電力交易過程中可再生能源企業(yè)缺少議價能力，最極端的情況莫過于在地方政府的“撮合”下，綠證交易價格只有0．01元／kWh，當地用能企業(yè)并沒有增加太多成本，也算完成了配額任務，可再生能源企業(yè)依然有大筆應收款被拖欠。個人建議對綠證價格設置下限，無論規(guī)定價格還是規(guī)定對應可再生能源標桿電價的比例，都能讓綠證交易“有法可依”。這樣，既保障了政策落實的有效性，又減少可再生能源發(fā)展基金支出，為投資企業(yè)增加一份保險。

未完成配額怎么辦

這可以說是本次征求意見稿的重頭戲。如果是某地區(qū)未完成配額目標，國務院能源主管部門將約談省級能源主管部門，或采用通報方式予以督促，暫?；驕p少其化石能源發(fā)電建設規(guī)模。如果是某個配額義務主體未完成指標，則面臨明確的“罰款”——配額補償金。

補償金征收計算標準為：當地煤電標桿上網電價＋大工業(yè)用戶最高輸配電價（1－10KV）＋政府性基金、附加＋政策性交叉補貼。

第二次征求意見稿明確提出，省級電網企業(yè)將收繳的配額補償金納入國家可再生能源發(fā)展基金撥付資金一并使用，用于本經營區(qū)內可再生能源發(fā)電補貼資金支付。為了避免繳納高額補償金，各配額義務主體必將有所行動。

算上未公開征求意見的那一次，這份征求意見稿可以稱為配額制3．0版本，由主管部門把可再生能源和傳統(tǒng)能源的意見、建議、困難收集完畢后，匯總出一份讓大家都愿意接受的方案，預計最終出臺的配額考核辦法與這一版不會有太大出入。

索比光伏網認為，這份征求意見稿比第一版更為具體，比第二版更有利于保障可再生能源企業(yè)權益，但在執(zhí)行落實方面，仍存在一定困難。

我們可以重點關注以下內容：

配額義務主體和考核范圍

對兩次征求意見稿的配額義務主體進行整理：

在第二次征求意見稿中，明確提出了對每一類義務主體的考核方式和范圍，例如，對電力直接交易用戶，其應完成的配額為全部購入電量和自發(fā)自用電量（如有）之和乘以所在行政區(qū)域配額指標。

考慮到生產生活的實際情況，在第二版征求意見稿中，明確提出農業(yè)用電和電網企業(yè)專用計量的供暖電量免于配額考核。提出這一點，充分體現了相關部門從善如流的特點，那么，對于成本相對較高的清潔能源供暖，能否給予更多優(yōu)惠政策呢？

同時我們需要注意到，最新征求意見稿刪去了“擁有燃煤自備發(fā)電機組的企業(yè)承擔的配額指標應高于所在省級區(qū)域的配額指標”這一說法。長期以來，自備電廠拒絕承擔可再生能源電價附加等額外費用，導致補貼缺口日益擴大。能源局要求自備電廠承擔更高配額，有一定補償性征收的懲罰意味。但從實際執(zhí)行的角度，我們更應該關注未來，如何控制補貼缺口。

強調可再生能源優(yōu)先，落實不易

無論哪一版征求意見稿，都要求各地把電力消費中可再生能源占比作為約束性指標，優(yōu)先發(fā)展、充分利用可再生能源。

但從實際情況來看，可再生能源電力的消納比重、電量、電價總是難以同時保全。正如筆者在《保障小時數本就不合理 再打折是否太過分》一文中提到的那樣，不少地區(qū)可再生能源電力直接交易的電價極低甚至趨近于零，再加上補貼拖欠的影響，個別電站虧損嚴重，經營難以維系。

作為可再生能源發(fā)展“拖后腿”的一方，自備電廠總能得到更多關注。為了保障可再生能源消納，第二次征求意見稿明確提出，省級能源主管部門要會同電力運行管理部門提出當地擁有自備電廠的企業(yè)應承擔的配額指標，并督促其完成。如果相關企業(yè)未建設自發(fā)自用可再生能源發(fā)電設施，也沒有完成配額指標，就要通過購買綠證的方式進行補充。

綠證與交易

很多業(yè)內人士看完最新版征求意見稿后心存疑慮，認為綠證已脫離原有意義和屬性。其實，綠色電力的涵蓋范圍、一個綠證對應的電量都沒有改變，依然是企業(yè)生產、消納可再生能源、非水可再生能源的計量單位。

與過去不同，分布式發(fā)電都可以拿到綠色電力證書。企業(yè)投資（工商業(yè)分布式）在省級電力交易中心登記，個人投資（戶用光伏）則以縣級區(qū)域為單元實施集體戶頭管理。從各地戶用光伏實際情況來看，普遍由地方電網公司墊付補貼，很少有拖欠現象，但如果采用綠證交易的方式獲取部分補貼，由于交易需要時間，補貼周期可能延長。

對工商業(yè)分布式而言，全國大部分地區(qū)電網停止墊付國家補貼，等待時間較長，不如提前出售綠證更劃算，這對他們是有利的。唯一的限制是交易渠道，多數企業(yè)擁有的綠證數量較少，不了解如何尋找交易對象，面對大型配售電企業(yè)時沒有議價能力，可能導致綠證實際交易價格偏低。

綠證價格仍被要求“通過市場交易產生”，發(fā)放補貼時按等額替代原則扣減。簡單說，某光伏電站標桿電價0．75元／kWh，當地煤電電價0．4元／kWh，綠證交易價格0．15元／kWh，則國家發(fā)放補貼時只需要支付0．2元／kWh即可，減輕了補貼壓力，有利于盡快完成拖欠部分的發(fā)放。

由此可能帶來的問題是綠色電力交易過程中可再生能源企業(yè)缺少議價能力，最極端的情況莫過于在地方政府的“撮合”下，綠證交易價格只有0．01元／kWh，當地用能企業(yè)并沒有增加太多成本，也算完成了配額任務，可再生能源企業(yè)依然有大筆應收款被拖欠。個人建議對綠證價格設置下限，無論規(guī)定價格還是規(guī)定對應可再生能源標桿電價的比例，都能讓綠證交易“有法可依”。這樣，既保障了政策落實的有效性，又減少可再生能源發(fā)展基金支出，為投資企業(yè)增加一份保險。

未完成配額怎么辦

這可以說是本次征求意見稿的重頭戲。如果是某地區(qū)未完成配額目標，國務院能源主管部門將約談省級能源主管部門，或采用通報方式予以督促，暫停或減少其化石能源發(fā)電建設規(guī)模。如果是某個配額義務主體未完成指標，則面臨明確的“罰款”——配額補償金。

補償金征收計算標準為：當地煤電標桿上網電價＋大工業(yè)用戶最高輸配電價（1－10KV）＋政府性基金、附加＋政策性交叉補貼。

第二次征求意見稿明確提出，省級電網企業(yè)將收繳的配額補償金納入國家可再生能源發(fā)展基金撥付資金一并使用，用于本經營區(qū)內可再生能源發(fā)電補貼資金支付。為了避免繳納高額補償金，各配額義務主體必將有所行動。