国家发改委办公厅印发了《可再生能源电力配额及考核办法》（第二次征求意见稿），再度引发行业关注。

算上未公开征求意见的那一次，这份征求意见稿可以称为配额制3．0版本，由主管部门把可再生能源和传统能源的意见、建议、困难收集完毕后，汇总出一份让大家都愿意接受的方案，预计最终出台的配额考核办法与这一版不会有太大出入。

索比光伏网认为，这份征求意见稿比第一版更为具体，比第二版更有利于保障可再生能源企业权益，但在执行落实方面，仍存在一定困难。

我们可以重点关注以下内容：

配额义务主体和考核范围

对两次征求意见稿的配额义务主体进行整理：

在第二次征求意见稿中，明确提出了对每一类义务主体的考核方式和范围，例如，对电力直接交易用户，其应完成的配额为全部购入电量和自发自用电量（如有）之和乘以所在行政区域配额指标。

考虑到生产生活的实际情况，在第二版征求意见稿中，明确提出农业用电和电网企业专用计量的供暖电量免于配额考核。提出这一点，充分体现了相关部门从善如流的特点，那么，对于成本相对较高的清洁能源供暖，能否给予更多优惠政策呢？

同时我们需要注意到，最新征求意见稿删去了“拥有燃煤自备发电机组的企业承担的配额指标应高于所在省级区域的配额指标”这一说法。长期以来，自备电厂拒绝承担可再生能源电价附加等额外费用，导致补贴缺口日益扩大。能源局要求自备电厂承担更高配额，有一定补偿性征收的惩罚意味。但从实际执行的角度，我们更应该关注未来，如何控制补贴缺口。

强调可再生能源优先，落实不易

无论哪一版征求意见稿，都要求各地把电力消费中可再生能源占比作为约束性指标，优先发展、充分利用可再生能源。

但从实际情况来看，可再生能源电力的消纳比重、电量、电价总是难以同时保全。正如笔者在《保障小时数本就不合理 再打折是否太过分》一文中提到的那样，不少地区可再生能源电力直接交易的电价极低甚至趋近于零，再加上补贴拖欠的影响，个别电站亏损严重，经营难以维系。

作为可再生能源发展“拖后腿”的一方，自备电厂总能得到更多关注。为了保障可再生能源消纳，第二次征求意见稿明确提出，省级能源主管部门要会同电力运行管理部门提出当地拥有自备电厂的企业应承担的配额指标，并督促其完成。如果相关企业未建设自发自用可再生能源发电设施，也没有完成配额指标，就要通过购买绿证的方式进行补充。

绿证与交易

很多业内人士看完最新版征求意见稿后心存疑虑，认为绿证已脱离原有意义和属性。其实，绿色电力的涵盖范围、一个绿证对应的电量都没有改变，依然是企业生产、消纳可再生能源、非水可再生能源的计量单位。

与过去不同，分布式发电都可以拿到绿色电力证书。企业投资（工商业分布式）在省级电力交易中心登记，个人投资（户用光伏）则以县级区域为单元实施集体户头管理。从各地户用光伏实际情况来看，普遍由地方电网公司垫付补贴，很少有拖欠现象，但如果采用绿证交易的方式获取部分补贴，由于交易需要时间，补贴周期可能延长。

对工商业分布式而言，全国大部分地区电网停止垫付国家补贴，等待时间较长，不如提前出售绿证更划算，这对他们是有利的。唯一的限制是交易渠道，多数企业拥有的绿证数量较少，不了解如何寻找交易对象，面对大型配售电企业时没有议价能力，可能导致绿证实际交易价格偏低。

绿证价格仍被要求“通过市场交易产生”，发放补贴时按等额替代原则扣减。简单说，某光伏电站标杆电价0．75元／kWh，当地煤电电价0．4元／kWh，绿证交易价格0．15元／kWh，则国家发放补贴时只需要支付0．2元／kWh即可，减轻了补贴压力，有利于尽快完成拖欠部分的发放。

由此可能带来的问题是绿色电力交易过程中可再生能源企业缺少议价能力，最极端的情况莫过于在地方政府的“撮合”下，绿证交易价格只有0．01元／kWh，当地用能企业并没有增加太多成本，也算完成了配额任务，可再生能源企业依然有大笔应收款被拖欠。个人建议对绿证价格设置下限，无论规定价格还是规定对应可再生能源标杆电价的比例，都能让绿证交易“有法可依”。这样，既保障了政策落实的有效性，又减少可再生能源发展基金支出，为投资企业增加一份保险。

未完成配额怎么办

这可以说是本次征求意见稿的重头戏。如果是某地区未完成配额目标，国务院能源主管部门将约谈省级能源主管部门，或采用通报方式予以督促，暂停或减少其化石能源发电建设规模。如果是某个配额义务主体未完成指标，则面临明确的“罚款”——配额补偿金。

补偿金征收计算标准为：当地煤电标杆上网电价＋大工业用户最高输配电价（1－10KV）＋政府性基金、附加＋政策性交叉补贴。

第二次征求意见稿明确提出，省级电网企业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。为了避免缴纳高额补偿金，各配额义务主体必将有所行动。

算上未公开征求意见的那一次，这份征求意见稿可以称为配额制3．0版本，由主管部门把可再生能源和传统能源的意见、建议、困难收集完毕后，汇总出一份让大家都愿意接受的方案，预计最终出台的配额考核办法与这一版不会有太大出入。

索比光伏网认为，这份征求意见稿比第一版更为具体，比第二版更有利于保障可再生能源企业权益，但在执行落实方面，仍存在一定困难。

我们可以重点关注以下内容：

配额义务主体和考核范围

对两次征求意见稿的配额义务主体进行整理：

在第二次征求意见稿中，明确提出了对每一类义务主体的考核方式和范围，例如，对电力直接交易用户，其应完成的配额为全部购入电量和自发自用电量（如有）之和乘以所在行政区域配额指标。

考虑到生产生活的实际情况，在第二版征求意见稿中，明确提出农业用电和电网企业专用计量的供暖电量免于配额考核。提出这一点，充分体现了相关部门从善如流的特点，那么，对于成本相对较高的清洁能源供暖，能否给予更多优惠政策呢？

同时我们需要注意到，最新征求意见稿删去了“拥有燃煤自备发电机组的企业承担的配额指标应高于所在省级区域的配额指标”这一说法。长期以来，自备电厂拒绝承担可再生能源电价附加等额外费用，导致补贴缺口日益扩大。能源局要求自备电厂承担更高配额，有一定补偿性征收的惩罚意味。但从实际执行的角度，我们更应该关注未来，如何控制补贴缺口。

强调可再生能源优先，落实不易

无论哪一版征求意见稿，都要求各地把电力消费中可再生能源占比作为约束性指标，优先发展、充分利用可再生能源。

但从实际情况来看，可再生能源电力的消纳比重、电量、电价总是难以同时保全。正如笔者在《保障小时数本就不合理 再打折是否太过分》一文中提到的那样，不少地区可再生能源电力直接交易的电价极低甚至趋近于零，再加上补贴拖欠的影响，个别电站亏损严重，经营难以维系。

作为可再生能源发展“拖后腿”的一方，自备电厂总能得到更多关注。为了保障可再生能源消纳，第二次征求意见稿明确提出，省级能源主管部门要会同电力运行管理部门提出当地拥有自备电厂的企业应承担的配额指标，并督促其完成。如果相关企业未建设自发自用可再生能源发电设施，也没有完成配额指标，就要通过购买绿证的方式进行补充。

绿证与交易

很多业内人士看完最新版征求意见稿后心存疑虑，认为绿证已脱离原有意义和属性。其实，绿色电力的涵盖范围、一个绿证对应的电量都没有改变，依然是企业生产、消纳可再生能源、非水可再生能源的计量单位。

与过去不同，分布式发电都可以拿到绿色电力证书。企业投资（工商业分布式）在省级电力交易中心登记，个人投资（户用光伏）则以县级区域为单元实施集体户头管理。从各地户用光伏实际情况来看，普遍由地方电网公司垫付补贴，很少有拖欠现象，但如果采用绿证交易的方式获取部分补贴，由于交易需要时间，补贴周期可能延长。

对工商业分布式而言，全国大部分地区电网停止垫付国家补贴，等待时间较长，不如提前出售绿证更划算，这对他们是有利的。唯一的限制是交易渠道，多数企业拥有的绿证数量较少，不了解如何寻找交易对象，面对大型配售电企业时没有议价能力，可能导致绿证实际交易价格偏低。

绿证价格仍被要求“通过市场交易产生”，发放补贴时按等额替代原则扣减。简单说，某光伏电站标杆电价0．75元／kWh，当地煤电电价0．4元／kWh，绿证交易价格0．15元／kWh，则国家发放补贴时只需要支付0．2元／kWh即可，减轻了补贴压力，有利于尽快完成拖欠部分的发放。

由此可能带来的问题是绿色电力交易过程中可再生能源企业缺少议价能力，最极端的情况莫过于在地方政府的“撮合”下，绿证交易价格只有0．01元／kWh，当地用能企业并没有增加太多成本，也算完成了配额任务，可再生能源企业依然有大笔应收款被拖欠。个人建议对绿证价格设置下限，无论规定价格还是规定对应可再生能源标杆电价的比例，都能让绿证交易“有法可依”。这样，既保障了政策落实的有效性，又减少可再生能源发展基金支出，为投资企业增加一份保险。

未完成配额怎么办

这可以说是本次征求意见稿的重头戏。如果是某地区未完成配额目标，国务院能源主管部门将约谈省级能源主管部门，或采用通报方式予以督促，暂停或减少其化石能源发电建设规模。如果是某个配额义务主体未完成指标，则面临明确的“罚款”——配额补偿金。

补偿金征收计算标准为：当地煤电标杆上网电价＋大工业用户最高输配电价（1－10KV）＋政府性基金、附加＋政策性交叉补贴。

第二次征求意见稿明确提出，省级电网企业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。为了避免缴纳高额补偿金，各配额义务主体必将有所行动。