2018年3月23日，能源局综合司就《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》（以下简称“可再生能源电力配额制”或“配额制”）公开征求意见。
可再生能源电力配额制，对于可再生能源电力行业的从业人员而言并不陌生。早在数年前，配额制便作为可再生能源电力长效保障机制中非常重要的一个政策选项出现在我们眼前。但因涉及诸多利益集团之间的平衡问题，搁置至今。本次出台配额制政策征求意见稿，却与以往有所不同。现分析如下：
关于政策本身：
（1） 本次配额制政策的出台，虽为征求意见稿，但却发布在中共十九大及今年两会胜利召开之后。我国已经全面进入改革开放的“新时代”，政治高度稳定。因此，从自上而下的角度看，本次配额制政策最终推行的政治阻力将降低至历史最低。
（2） 本次配额制政策中，配额义务的承担主体为：省级电网企业、其他各类配售电企业（含社会资本投资的增量配电网企业）、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等（第七条）。这与数年前的配额制版本发生了较大变化：在此前的配额制版本中，发电企业曾一度是承担义务的主体，而本次配额制政策，则既考核电网，也考核用电方。
配额制考核主体的变化存在两方面的优化：
（a）在电力市场化大背景下，输电、售电和用电环节对于电力结构的影响力远大于发电环节，故而考核这几个环节更有利于确保政策的执行效果。
（b）在本轮电改中，没有将“输配分离”作为选项，而电网正通过可再生能源重新渗透到发电环节，由各省电网作为考核主体之一，其自身较强的经济实力和较强的动机将保证政策的执行效果。
相比考核受煤价上涨影响导致利润微薄而主营业务与可再生能源存在一定对立的火力发电企业，考核电网可以说是再正确不过的选择。由此，从自下而上的角度看，基于被考核对象的影响力、自身实力和动机，相对看好本轮配额制的执行效果。
（3） 本次配额制政策，既考核可再生能源电力（主要包含水电、光伏、风电），又考核非水可再生能源电力（第五条），考核内容相对全面。
（4） 本次配额制政策中，计入配额的可再生能源消费量包括：从可再生能源发电企业直接购入并在本主体经营区覆盖范围内消纳的可再生能源电量、可计量的自发自用（全部或部分）可再生能源电量、从其他售电主体购入并消纳的可再生能源电量（第八条）。简而言之，本次配额制以“用电量”为基准，而非以“发电量”为基准。这在很大程度上解决了可再生能源跨省消纳中所出现的接受方积极性不足的问题，从而在相当程度上有助于解决困扰我国光伏、风电许久的“限电”问题。
（5） 本次配额制政策出台的同时推出了可再生能源电力证书（以下简称“证书”）制度（第十五条）。对可再生能源电力的生产者（含个人）按照1兆瓦时交易结算的电量一个证书的标准核发，自发自用电量按照发电量核发证书有效期暂定为1个考核年，过期自动注销（第十六条）。国家可再生能源信息管理中心负责核发及核算信息汇总（第十七条）。未完成配额的市场主体，须通过向所在区域电网企业购买替代证书完成配额；电网企业出售替代证书形成的资金，用于补偿经营区域可再生能源消纳费用的支出（第十八条）。证书价格由市场交易形成，水电和非水电替代证书价格由各省级电网公司依据可再生能源电力消纳成本等因素提出定价方案（第十九条）。
上述可再生能源电力证书，核发给发电方，类似却不同于2017年推出但最终没有获得强制执行的“绿证”，其积极意义在于：
（a）集配额与证书于一体，前者保证可再生能源电力的消纳诉求和强制力，后者决定可再生能源电力消纳的经济补偿水平。
（b）可再生能源电力证书的价格形成，以边际量决定存量，从而在指标没有达到的情况下可以拓展可再生能源发电方的收入来源。
（c）明确提出“替代证书”概念，替代证书是可再生能源电力证书价格的上限，确保不会因为可再生能源电力的结构性短缺而导致其价格失控。
（6） 本次配额制政策，对于未达标的省份和企业提出了以下惩罚措施：
对于未达到配额指标的省级行政区域，国务院能源主管部门暂停下达或减少该区域化石能源电源建设规模、取消该区域申请示范项目资格、取消该区域国家按区域开展的能源类示范称号等措施，按区域限批其新增高载能工业项目（第二十二条）。
对于未完成配额指标的市场主体，核减其下一年度市场交易电量，或取消其参与下一年度电力市场交易的资格。对拒不履行可再生能源配额义务，违反可再生能源配额实施有关规定的企业，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。（第二十三条）。
不难发现，上述惩罚措施相对严格，从而能较好的保障政策预期效果的达成。
（7） 本次配额制政策给出了2018年、2020年各省份的配额指标及预期指标。若以2017年各省份用电量结构来计算，全国2018、2020年非水可再生能源配额指标约为8．1％和10．2％（详见本文附录1）。根据SOLARZOOM新能源智库测算，若：（a）2018－2020年保持平稳的新增装机量，（b）2020年光伏、风电的平均发电小时数达到1200、2000，（c）2018－2020年全社会用电量增速为5％，则2020年全国非水可再生能源发电占比约为10．0％（详见本文附录2），接近但略低于本次配额制所给出的要求。因此，本次配额制指标指引的达成略有难度，指标水平设计得较为科学，有助于配额制整体目标的达成。
（8） 本次配额制政策在编制说明中指明了证书与补贴的关系：现阶段，证书的主要目的是作为市场化的调节手段扩大全国可再生能源消纳规模，可再生能源电力证书的转移和交易不影响可再生能源发电企业的相应电量继续享受国家可再生能源电价附加资金补贴。补贴可通过国家支付、购电方垫付国家转移支付和购电方支付（现行的自愿交易绿证）等方式获得。
考虑到未来国家可再生能源价格政策机制的调整，如新建的可再生能源发电项目不再享受固定电价政策，未来可再生能源电力证书机制将会与可再生能源价格和补贴机制进一步衔接，如将证书作为可再生能源发电企业的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。
因此，配额制对新能源行业的政策作用可以理解为：当前有助于解决消纳问题，且不影响补贴的获取，未来可作为增量项目补贴退坡后的替代政策。但遗憾的是，对于2015年3月后并网、没有纳入前六批目录的存量可再生能源电力项目，当前补贴缺口仍然巨大，后续补贴缺口仍将持续扩大，本配额制政策没能给出实质性的解决方案。
（9） 综合上述政策点评，SOLARZOOM新能源智库认为，本次配额制政策从“出台时间、利益机制安排、考核内容、考核对象设定、证书制度、惩罚机制、指标水平设计”等方面来看，均非常科学。政策最终落脚点在于促进可再生能源消纳，提高未来我国可再生能源在整体能源消费中的占比，并给出了未来补贴退坡后一种可行的长效机制。
（1） 当前光伏行业的核心矛盾是巨大的补贴缺口问题，次要矛盾是消纳问题。本次配额制政策主要针对消纳问题，却无力解决当前制约行业发展的核心矛盾。故而本政策的出台，不改变我们对于2018－2019年行业发展趋势的判断。此前《是季节性扰动还是趋势性变化？——论光伏行业所处的周期位置及政策呼吁》报告中所提及的风险问题，仍然是行业企业及金融市场客户所需要关注的。但关于2020年以后光伏新周期（平价上网大周期＋人类能源消费超级大周期）的启动，配额制政策则将发挥巨大的积极作用。
（2） 本次配额制政策的出台，将进一步加速可再生能源电力资产从民营资本转向国有资本；对于投资者结构“国有、民营各半”的光伏发电项目而言，更是如此。一方面，国有资本在配额制政策下，新建或收购可再生能源电力资产的意愿更强；另一方面，由于本政策无法解决补贴缺口问题，随着时间的拖延，民营企业持有可再生能源电力资产的能力和意愿将持续减弱。因此，“国进民退”将是未来一段时间光伏下游运营持有环节的主要趋势。而除了“五大四小”电力集团外，两大电网公司亦将成为未来可再生能源电力资产持有的主力军。
附录1：非水可再生能源电力配额指标及2017年的完成情况
注：根据本次配额制政策要求，按用电量而非发电量计算配额指标完成情况，故各省份风光发电量占用电量比例的计算仅用于估算全国配额达标情况，不能用于说明各省份达标情况
附录2：2020年非水可再生能源电力指标达成情况及电源结构预估
可再生能源电力配额制，对于可再生能源电力行业的从业人员而言并不陌生。早在数年前，配额制便作为可再生能源电力长效保障机制中非常重要的一个政策选项出现在我们眼前。但因涉及诸多利益集团之间的平衡问题，搁置至今。本次出台配额制政策征求意见稿，却与以往有所不同。现分析如下：
关于政策本身：
（1） 本次配额制政策的出台，虽为征求意见稿，但却发布在中共十九大及今年两会胜利召开之后。我国已经全面进入改革开放的“新时代”，政治高度稳定。因此，从自上而下的角度看，本次配额制政策最终推行的政治阻力将降低至历史最低。
（2） 本次配额制政策中，配额义务的承担主体为：省级电网企业、其他各类配售电企业（含社会资本投资的增量配电网企业）、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等（第七条）。这与数年前的配额制版本发生了较大变化：在此前的配额制版本中，发电企业曾一度是承担义务的主体，而本次配额制政策，则既考核电网，也考核用电方。
配额制考核主体的变化存在两方面的优化：
（a）在电力市场化大背景下，输电、售电和用电环节对于电力结构的影响力远大于发电环节，故而考核这几个环节更有利于确保政策的执行效果。
（b）在本轮电改中，没有将“输配分离”作为选项，而电网正通过可再生能源重新渗透到发电环节，由各省电网作为考核主体之一，其自身较强的经济实力和较强的动机将保证政策的执行效果。
相比考核受煤价上涨影响导致利润微薄而主营业务与可再生能源存在一定对立的火力发电企业，考核电网可以说是再正确不过的选择。由此，从自下而上的角度看，基于被考核对象的影响力、自身实力和动机，相对看好本轮配额制的执行效果。
（3） 本次配额制政策，既考核可再生能源电力（主要包含水电、光伏、风电），又考核非水可再生能源电力（第五条），考核内容相对全面。
（4） 本次配额制政策中，计入配额的可再生能源消费量包括：从可再生能源发电企业直接购入并在本主体经营区覆盖范围内消纳的可再生能源电量、可计量的自发自用（全部或部分）可再生能源电量、从其他售电主体购入并消纳的可再生能源电量（第八条）。简而言之，本次配额制以“用电量”为基准，而非以“发电量”为基准。这在很大程度上解决了可再生能源跨省消纳中所出现的接受方积极性不足的问题，从而在相当程度上有助于解决困扰我国光伏、风电许久的“限电”问题。
（5） 本次配额制政策出台的同时推出了可再生能源电力证书（以下简称“证书”）制度（第十五条）。对可再生能源电力的生产者（含个人）按照1兆瓦时交易结算的电量一个证书的标准核发，自发自用电量按照发电量核发证书有效期暂定为1个考核年，过期自动注销（第十六条）。国家可再生能源信息管理中心负责核发及核算信息汇总（第十七条）。未完成配额的市场主体，须通过向所在区域电网企业购买替代证书完成配额；电网企业出售替代证书形成的资金，用于补偿经营区域可再生能源消纳费用的支出（第十八条）。证书价格由市场交易形成，水电和非水电替代证书价格由各省级电网公司依据可再生能源电力消纳成本等因素提出定价方案（第十九条）。
上述可再生能源电力证书，核发给发电方，类似却不同于2017年推出但最终没有获得强制执行的“绿证”，其积极意义在于：
（a）集配额与证书于一体，前者保证可再生能源电力的消纳诉求和强制力，后者决定可再生能源电力消纳的经济补偿水平。
（b）可再生能源电力证书的价格形成，以边际量决定存量，从而在指标没有达到的情况下可以拓展可再生能源发电方的收入来源。
（c）明确提出“替代证书”概念，替代证书是可再生能源电力证书价格的上限，确保不会因为可再生能源电力的结构性短缺而导致其价格失控。
（6） 本次配额制政策，对于未达标的省份和企业提出了以下惩罚措施：
对于未达到配额指标的省级行政区域，国务院能源主管部门暂停下达或减少该区域化石能源电源建设规模、取消该区域申请示范项目资格、取消该区域国家按区域开展的能源类示范称号等措施，按区域限批其新增高载能工业项目（第二十二条）。
对于未完成配额指标的市场主体，核减其下一年度市场交易电量，或取消其参与下一年度电力市场交易的资格。对拒不履行可再生能源配额义务，违反可再生能源配额实施有关规定的企业，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。（第二十三条）。
不难发现，上述惩罚措施相对严格，从而能较好的保障政策预期效果的达成。
（7） 本次配额制政策给出了2018年、2020年各省份的配额指标及预期指标。若以2017年各省份用电量结构来计算，全国2018、2020年非水可再生能源配额指标约为8．1％和10．2％（详见本文附录1）。根据SOLARZOOM新能源智库测算，若：（a）2018－2020年保持平稳的新增装机量，（b）2020年光伏、风电的平均发电小时数达到1200、2000，（c）2018－2020年全社会用电量增速为5％，则2020年全国非水可再生能源发电占比约为10．0％（详见本文附录2），接近但略低于本次配额制所给出的要求。因此，本次配额制指标指引的达成略有难度，指标水平设计得较为科学，有助于配额制整体目标的达成。
（8） 本次配额制政策在编制说明中指明了证书与补贴的关系：现阶段，证书的主要目的是作为市场化的调节手段扩大全国可再生能源消纳规模，可再生能源电力证书的转移和交易不影响可再生能源发电企业的相应电量继续享受国家可再生能源电价附加资金补贴。补贴可通过国家支付、购电方垫付国家转移支付和购电方支付（现行的自愿交易绿证）等方式获得。
考虑到未来国家可再生能源价格政策机制的调整，如新建的可再生能源发电项目不再享受固定电价政策，未来可再生能源电力证书机制将会与可再生能源价格和补贴机制进一步衔接，如将证书作为可再生能源发电企业的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。
因此，配额制对新能源行业的政策作用可以理解为：当前有助于解决消纳问题，且不影响补贴的获取，未来可作为增量项目补贴退坡后的替代政策。但遗憾的是，对于2015年3月后并网、没有纳入前六批目录的存量可再生能源电力项目，当前补贴缺口仍然巨大，后续补贴缺口仍将持续扩大，本配额制政策没能给出实质性的解决方案。
（9） 综合上述政策点评，SOLARZOOM新能源智库认为，本次配额制政策从“出台时间、利益机制安排、考核内容、考核对象设定、证书制度、惩罚机制、指标水平设计”等方面来看，均非常科学。政策最终落脚点在于促进可再生能源消纳，提高未来我国可再生能源在整体能源消费中的占比，并给出了未来补贴退坡后一种可行的长效机制。
关于光伏行业的点评：
（1） 当前光伏行业的核心矛盾是巨大的补贴缺口问题，次要矛盾是消纳问题。本次配额制政策主要针对消纳问题，却无力解决当前制约行业发展的核心矛盾。故而本政策的出台，不改变我们对于2018－2019年行业发展趋势的判断。此前《是季节性扰动还是趋势性变化？——论光伏行业所处的周期位置及政策呼吁》报告中所提及的风险问题，仍然是行业企业及金融市场客户所需要关注的。但关于2020年以后光伏新周期（平价上网大周期＋人类能源消费超级大周期）的启动，配额制政策则将发挥巨大的积极作用。
（2） 本次配额制政策的出台，将进一步加速可再生能源电力资产从民营资本转向国有资本；对于投资者结构“国有、民营各半”的光伏发电项目而言，更是如此。一方面，国有资本在配额制政策下，新建或收购可再生能源电力资产的意愿更强；另一方面，由于本政策无法解决补贴缺口问题，随着时间的拖延，民营企业持有可再生能源电力资产的能力和意愿将持续减弱。因此，“国进民退”将是未来一段时间光伏下游运营持有环节的主要趋势。而除了“五大四小”电力集团外，两大电网公司亦将成为未来可再生能源电力资产持有的主力军。
附录1：非水可再生能源电力配额指标及2017年的完成情况
注：根据本次配额制政策要求，按用电量而非发电量计算配额指标完成情况，故各省份风光发电量占用电量比例的计算仅用于估算全国配额达标情况，不能用于说明各省份达标情况
附录2：2020年非水可再生能源电力指标达成情况及电源结构预估
