政策解读 |《可再生能源电力配额制》能带我们飞吗？

一、“十年磨一剑”的可再生能源配额制

我国可再生能源电力配额制于2009年被正式提出，此后经多次公开征集意见，却始终缺乏关键的“临门一脚”。配额制落地之难，很大程度在于相关利益方的博弈：地方与中央之间存在博弈，各地政府希望国家给的考核指标越低越好，因为推行配额制实施过程中需要耗费更多的成本。

配额制施行的三大难点：一是覆盖范围广。可再生能源电力配额制度包含可再生能源电力发、输、配、用各个环节;二是配额义务主体数量众多。各类售电公司(包括电网公司售电部门)及所有电力消费者等多个群体需共同履行配额义务，各省级政府也要承担本区域配额的落实责任，电网企业同样要承担经营区配额组织实施责任;三是政策目标需要攻坚克难。

用配额制解决消纳和补贴资金不足问题仍需配合绿证相关政策。两者可谓相辅相成，缺一不可。考核责任主体可通过购买证书完成配额考核义务，也可通过建立自发自用的新能源发电项目完成配额考核义务。用绿证交易的款项可以部分替代补贴资金，最大的好处就是减轻可再生能源发展基金资金支出压力，由各类市场主体根据能源转型的要求自发地进行利益分配。

二、三轮征求意见稿的演变

(一) 《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》第一版

第一版办法已初具雏形，整个办法分为总则、配额制定、配额实施、可再生能源电力证书、监督考核以及附则六个章节，分两级指标(总量配额及非水电配额)对各省级行政区域全社会用电量规定最低的可再生能源电力配额指标，并进行监测、评估和考核。第一版亦初步制定了各省级行政区域2018/2020年的两级指标具体值。

(二) 《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》第二版

和第一版结构一致(除将第四章可再生能源电力证书章节修改为绿证交易)，第二版在第一版的基础上做了很多补充和细化，对六类承担可再生能源配额义务主体进行了定义，对配额实施方案的内容和制定进行了细化，对各最为关键的是对绿证部分进行了细化，对绿证的核发、交易、转移等各环节办法进行了规范，两级指标监管办法不变。

与第一版相比，各省级行政区域的两级指标配额进行了一定调整，取消了对西藏的考核。其他省级行政区域2018年指标：11个省份上调，6个省份下调，其中调整幅度较大(绝对值超过1%)的为内蒙(13%上调至18%)、云南(10%上调至12%)、新疆(14.5%上调至16%)、吉林(16.5%下调至15%)、安徽(11.5%下调至10%)。其他省级行政区域2020年指标:16个省份上调，9个省份下调，其中调整幅度较大(绝对值超过2%)的为内蒙(13%上调至18%)、甘肃(15%上调为20%)、新疆(14.5%上调至21%)、河南(13.5%下调至11%)、吉林(20%下调至17%)。具体数值调整见下图：

图1：第二版征求意见稿各省级行政区域2018及2020年非水目标值变动情况

经第二版调整后，对比各省市2016及2017年非水可再生能源实际消纳比例来看，即使不考虑可能的新增跨省(区)消纳途径，全国绝大部分地区都能够完成2018年的非水可再生能源配额指标。省内绿证供应充足的前提下，各类配额主体实际交易绿证的价格很可能处于较低水平。

而配额缺口相对最大的甘肃、青海两个省份恰好处于风电光伏资源最丰富的地区，本地风电光伏装机容量以及利用小时数的提高将保障绿电供应的持续增长，绿证本地交易价格也不太可能处于高位。

对比各省市2016及2017年非水可再生能源实际消纳比例来看，2020年非水配额指标的完成则有一定压力，2020年省级配额相对2018年绝对值最高增幅达到了8.5%(湖南省2018年、2020年配额分别为9%和 17.5%)，江苏、安徽、浙江、福建、湖南、北京、天津、河北、黑龙江、甘肃、青海等省份完成目标均有一定压力。而各地区配额达标压力的差异也是推动跨省(区)消纳绿色电力的重要动力;除了直接提高装机容量和利用小时数，跨省(区)交易将是各地，特别是用电需求密集而可再生能源资源有限地区达到配额指标的重要途径。东部省份用电量大，靠自身新能源装机完成配额制的目标难度较大，必然要从可再生能源电力富余省份购买。

图2：第二版征求意见稿各省级行政区域非水可再生能源实际消费比例与2018/2020目标对比

(三) 《关于实行可再生能源电力配额制的通知》(第三版)

第三版的征求意见标题已换成《通知》，且征求意见的窗口期也大大缩短，可以推测的是，此前两轮征求意见已经过各相关部委及单位广泛的讨论和协商，并初步达成共识。2018年各地区配额完成情况不进行考核，随通知下达的2018年配额指标用于各地区自我核查，自2019年1月1日起正式进行配额考核，2019年度配额指标将于2019年第一季度另行发布。

从内容上来看，第三版有如下几点大的调整：

将绿证交易章节进行了高度概括和删减，关于此变化有两种推测：一是，绿证将与可再生能源电力交易相结合，不再进行单独定价和市场化交易;二是，或将额外出台配套绿证交易细则。将可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法作为配套文件一同发布，而非第二版的一个章节。(个人倾向于第二种理解，更利于办法的执行)

未见具体惩罚措施(第二版中明确了罚款的核算办法)，仅提到两点，一是“承担配额义务的市场主体参与电力市场交易时，应向电力交易机构作出履行可再生能源电力配额义务的承诺”;二是“各省级能源主管部门会同电力运行管理部门负责督促未履行配额义务的电力市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处罚，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。”

设置“约束性指标”与“激励性指标”，对各省级行政区域规定的应达到的最低可再生能源比重指标为约束性指标，按超过约束性指标10%确定激励性指标。“对于实际完成配额超过本区域激励性配额指标的省级行政区域，超出激励性配额指标部分的可再生能源消费量不纳入该地区能耗“双控”考核”。

从各省市指标设定值来看，第三版进一步对第二版中的指标设定进行了调整，此次调整，幅度远低于第二版的调整幅度。总体来看，2018年的约束性指标被进一步下调(微调，多为0.5%)，而2020年约束性指标也进行了一定程度的下调。

第三版修改大幅降低了湖南的2020指标，对江苏、安徽等省份也有温和的降低，但总体而言，完成配额尚有压力的省份为：江苏、浙江、安徽、山东、湖南;而云南、贵州、四川等西南省份甚至可以通过出售富余可再生能源而获得电力交易市场的一定溢价。

图2：第三版征求意见稿各省级行政区域非水可再生能源实际消费比例与2018/2020约束性指标对比

三、对本轮(第三轮)征求意见稿的相关理解

第三版征求意见稿发布之初，意见褒贬不一，有人赞此版本可操作性更强(因内容更加简明扼要)，也有认为惩戒力度明显降低的(未见具体惩罚金核算办法，仅提到对此类义务主体“列入不良信用记录，予以联合惩戒”)。

纵观三版征求意见稿，抛开各方利益博弈所带来的修订不说，总体趋势是将原本的《办法》雏形进行了一步步的丰富和细化，并尝试出台更具落地性的指导意见，但考虑到绿证交易的复杂性，暂未体现在第三版的征求意见稿中，同时也未体现具体的配额未达标惩戒方式。

可再生能源配额制的实施和电力体制改革有共通之处：二者均改变了行业的惯性逻辑，也势必将改变许多既有规则。回顾电力体制改革这些年的纵深推进，从电改9号文及配套文件的逐一颁布和丰富，到各试点的有序推进，我们已经看到其改革的深度和广度的同步推进。私以为，第三版征求意见稿中暂未体现的内容，并不代表没有，更不代表“十年磨一剑”的配额制将沦为鸡肋。第三版的内容修订，可以认为是对前期工作的固化，而后续发展仍需要各方同力继续推进。毕竟，新能源产业发展的长治久安需要两条腿走路：一、还原电力的商品属性，不断打磨自身的市场竞争力;二是需要政策及管理办法的正确引导和保障。我们期待绿证交易细则以及监督和考核作为后续的配套文件陆续发布。

文章作者：黄静文