本轮征求意见稿相比较于第一次征求意见稿有了几大变化，具体表现在：

明确了六类配额义务主体。包括：1、国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司；2、各省级及以下地方人民政府所属地方电网企业；3、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）；4、独立售电公司（不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务）；5、参与电力直接交易的电力用户；6、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)。

明晰了各义务主体完成配额的计算方法。第1类至第4类配额义务主体应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标；第5类主体应完成的配额为其全部购入电量和自发自用电量（如有）之和乘以所在省级行政区域配额指标；第6类主体应完成的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省级行政区域配额指标。而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。

重塑了可再生能源绿证交易规则。新一轮征求意见稿中，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。对于绿证交易，本轮征求意见稿中也修改了相应规则。

一是扩大了绿证覆盖范围。本轮征求意见稿规定对水电电量核发可再生能源绿证，对非水电可再生能源电量核发非水电绿证。前者仅用于总量配额考核，后者用于非水电配额考核的同时用于总量配额考核。而以往讨论的绿证往往仅限于风电和光伏发电项目，水电项目核发水电证书，本轮绿证则面向所有的可再生能源。

二是厘清了绿证与补贴的关系。本轮征求意见稿指出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。这就意味着，对于现有规划内的可再生能源发电项目，无论绿证交易成功与否，该部分可再生能源电力所享受的国家补贴，将一分都不会少。而未来新建的不再享受固定电价补贴的可再生能源发电项目，将通过绿证交易作为额外收入来源替代原有的可再生能源电价附加资金补贴等。

三是强制摊销变为配额补偿金。本轮征求意见稿规定未完成年度配额的义务主体，需对差额部分缴纳配额补偿金。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-l0kV用户）、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和，其数额将远远大于购买绿证的费用，由此可见，配额补偿金已带有惩罚性质。

四、配额制将有效解决可再生能源行业痛点

当前，消纳和补贴问题是我国可再生能源行业的两大痛点。在消纳困难与补贴缺口不断扩大的情况下，强制配额制与绿证的实施对可再生能源发电行业来说无疑是一大利好消息。

一是，配额制支持可再生能源电力优先利用，推动落实可再生能源保障性收购，有助于化解“三弃”问题。配额制规定各省级人民政府将承担本行政区域可再生能源配额的落实责任，并明确规定了奖惩制度。在这一制度安排下，各省级政府及地方政府将有责任和义务促进本区域可再生能源优先发电和优先上网，并监督各配额义务主体完成指标。中东部用电大省将不得不通过签订送受电协议外购“三北”地区可再生能源电力，这将有助于打破省间壁垒，促进可再生能源跨省跨区消纳，“三北”地区“三弃”问题有望逐步化解。

二是，强制配额制下的绿证交易将在一定程度上可以缓解可再生能源补贴压力。截至2017年底，风电、光伏电价补贴累计缺口达到962亿元，预计2018年累计缺口将超过1700亿元。而当前，在没有强制性配额制情况下，绿证认购仍属自愿性质，导致绿证认购量少，成交率低。未来，在强制性配额制实施后，将形成倒逼机制，有效调动企业进行绿证交易的积极性。预计，在2018年-2020年的过渡期，绿证的引入将一定程度上缓解可再生能源补贴压力，2020年之后，可再生能源将迎来平价时代，强制配额与绿证将共同保障可再生能源在整个电力市场化交易中具备竞争优势。

三是，配额制下的绿证交易，也将减轻可再生能源企业的资金压力。可再生能源发电企业出售绿证可以实现快速回款，能够一定程度上缓解企业因补贴拖欠形成的现金流压力。而出售绿证获得收益与原补贴总额之间的差额仍将由可再生能源基金补足，这相较于以往企业只能坐等补贴的情况将大有好转。

文／王倩　中国（深圳）综合开发研究院银湖新能源战略研究中心博士后