可再生能源配额制再征意见 “绿色证书”交易机制生变

对各省级行政区域内的电力消费规定最低可再生能源比重指标，这项被称为“最难产的能源政策”——可再生能源配额制，在中国谋划已有十年，各路利益反复博弈，相关文件反复修改。

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继2018年3月公布《可再生能源电力配额及考核办法》(以下简称《考核办法》)征求意见稿之后，“回炉改造”的第二稿近日由国家能源局向业内发布，并再次向电网企业、各大电力集团以及相关协会征求意见，要求将相关意见在10月15日前反馈至国家能源局新能源司。

和3月的文件相比，此次修改后的《可再生能源电力配额及考核办法》，在配额的制定、实施、绿证交易和监督考核等内容更为细致明确。

实施可再生能源配额的义务主体明确为省级电网、地方电网、配售电公司、独立售电公司、电力直接交易用户以及拥有自备电厂的企业，一共六类。在配额指标上，对19个省调高了2018年总配额指标，24个省调高了2020年指标。

与配额制配套的是“绿证交易”，即对完成配额义务主体的配额核发绿证，发电企业、配额义务主体之间可进行自由交易。

记者获悉，配额制政策有望在2018年年底出台实施。

配额指标总体提高

“实施配额保障能够提升可再生能源消纳比例，对行业是个大利好。”看到《考核办法》第二稿之后，经历了“5·31”新政的一位陕西光伏业从业者很是兴奋，他认为配额制将给光伏行业带来新的机会。

根据中国可再生能源的发展战略以及在巴黎气候大会上向全世界做出的承诺，要实现2020年非化石能源占一次能源消费比重达15%、2030年达20%的目标。

而配额制强制要求各省的可再生能源消纳比例，将确保可再生能源的有效利用，有助于解决长期困扰新能源行业的“弃风”“弃光”问题。

此次2018年9月公布的新一版的《考核办法》分为总则、配额制定、配额实施、绿证交易、监督和考核、附则六大章节，合计35条，文字合计7500余，而今年两会后公布的《考核办法》还不到2800字。

最明显的变化，首先是将可再生能源电力配额的义务主体进行了六种分类，明确了其承担配额的计算方式。

省级电网、地方电网、配售电公司、独立售电公司四类企业应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标;电力直接交易用户配额为其自用发电量与通过公用电网净购入电量之和乘以所在区域配额指标;拥有自备电厂企业配额为其自用发电量与通过公用电网净购入电量之和乘以所在区域配额指标。

“这种责任主体的层次划分更为明确，有利于下一步的实施和监管。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉《中国经营报》记者，各个主体需要完成的配额也更为具体，相较于此前有了很大的进步。

此次配额指标仍然分为可再生能源电力总量配额(以下简称“总量配额”)和非水电可再生能源电力配额(以下简称“非水电配额”)，但是具体的指标已有所调整。在总量配额中，2018年指标有19个省调高，2个省不变，10个省份下调;而2020年指标有24个省份调高，2个省份不变，5个省下调。

例如京津冀三地，第一稿中的总量配额在2018年和2020年分别为11%和13%，但在此次第二稿中，相关比例调整为10.5%和15%。再以甘肃省为例，修改后的总量配额在2018年和2020年分别为45%和49.5%，相较于此前41%和38%有了大幅提升。

但也有部分省份配额下调，例如吉林省在2020年总配额由此前的25.5%下降至22%。

总体来看，修改后四川省和云南省的总量配额最高，2018年要求完成80%以上，其次是青海配额为70%，这三个省份水电资源都非常丰富。总量配额最低的为山东，2018年的要求只有9.5%。

“绿证”交易破解补贴缺口

在奖惩措施上，对于超额完成配额指标的省级行政区域，国务院能源主管部门增加其年度可再生能源电力建设规模指标。

配额制未达标的省级行政区，将暂停下达或减少该地区化石能源发电项目建设规模;对未达标的配额义务主体，将委托省级电网向其代收配额补偿金;对拒不履行配额义务的拥有自备电厂的企业，将限制其后续电力项目投资经营行为。

“5·31”光伏新政实施之后，国家能源局相关负责人曾提到，截至2017年年底，累计可再生能源发电补贴缺口总计达到1127亿元，其中光伏补贴缺口455亿元(占比约40%)，且呈逐年扩大趋势。而到了2018年上半年，全国可再生能源发电补贴缺口已超过1200亿元，直接影响光伏行业健康有序发展。

而现在，中国的风电装机和光伏装机都位于全球第一，且新增装机规模不断扩大。在国家能源局负责人看来，如果这种超常增长继续下去，财政补贴缺口将持续扩大。

正因如此，在配额制下的“绿色证书”交易机制的诞生，也被赋予了解决可再生能源补贴缺口的使命。

在本次修改稿中，国家能源局提到绿证随可再生能源电力生产而产生，对每1MWh(兆瓦时)可再生能源电量核发1个绿证，绿证初始核发对象为可再生能源电力生产者，自发自用电量按照发电量核发。

随着配额制的实施，绿证权属也将随着电力交易转移：固定电价收购电量、跨省跨区可再生能源电力交易对应绿证转移给电网企业或其他购电主体。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。

实际上，自2017年7月起，中国绿证交易已经开始探路。

记者在中国绿色电力证书认购交易平台看到，截止到9月27日，全国风电核发了20185506个绿证，光伏核发了2088447个绿证。

最近一笔的风电绿证价格为128.6元/个，成交于9月27日。而光伏最近一笔成交为640.5元/个，成交日期为8月7日。由于光伏绿证价格明显较高，今年以来的成交量不足10个。

而交易一年多以来，截止到9月27日，绿证的总成交量只有29766个，共有2032名认购者。

“此前的绿证交易采取自愿，企业参与的积极性很小。”林伯强认为，现在将配额制和绿证交易结合起来，不能完成强制配额指标的需要去购买绿证，而新能源发电企业可以通过绿证交易获得增量收益，能够活跃绿证交易市场。

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。没有完成的配额义务主体间能够收取收配额补偿金，用于可再生能源发电补贴资金支付。

此次明确各省级行政区域内的绿证交易在省级电力交易中心实施，跨省绿证交易在北京电力交易中心和广州电力交易中心进行。