万事俱备，只欠东风。
9月18日，国家发改委办公厅发布了《可再生能源电力配额及考核办法》第二轮征求意见稿，意味着备受业界瞩目的可再生能源配额制朝落地实施阶段又向前迈进了一步。
促消纳、增需求
可再生能源配额制将在我国能源行业的发展历程中具有里程碑式的意义，特别是对非水可再生能源(主要指风电、光伏、生物质)行业而言尤当如此。
中国循环经济协会可再生能源专业委员会(CREIA)政策研究主任彭澎表示，可再生能源配额制主要解决可再生能源消纳问题，同时在用能侧一方，也会针对绿色电力创造更多需求。在未来可再生能源“去补贴化“的大背景下，卖电优先级的排序和设置也将有利光伏、风电的发展。
对此，国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶在接受媒体采访时也曾指出，配额制的初衷还是希望实实在在地促进可再生能源的真正消纳。
市场现状
随着全球就应对气候变化，减少碳排放问题达成共识，全球57个国家承诺到2030年实现排放峰值，可再生能源在各国的政策倾斜下取得了长足的进展。同时，在深入推进能源生产和消费“四个革命”的政策引领下，我国可再生能源事业发展十分迅猛。
官方数据显示，截至2018年上半年，我国可再生能源发电装机达到6.8亿千瓦，同比增长13%。其中，水电装机达到3.4亿千瓦，风电装机超过1.7亿千瓦，光伏发电装机超过1.5亿千瓦，生物质发电装机达到16.34吉瓦。
数据还显示，中国在2013年跃居为全球第一风电大国，用5年半时间走过了美国、欧洲15年的风电发展历程。截至2017年底，中国光伏新增装机连续5年世界第一，累计装机连续3年位居世界榜首。
消纳难令市场“蒙阴”
然而，可喜的成绩之下，部分地区的弃风、弃光现象严重，风电、光伏发电面临消纳难等问题令可再生能源的发展前景“蒙阴”。
据了解，受制于远距离大容量输电、调峰能力不足、弃风限电、弃光限电等问题，西北地区是我国弃风、弃光最严重的地区。
国家能源局数据显示，2016年，西北五省区中，甘肃、新疆风电运行形势最为严峻，弃风率为43.11%和38.37%。光伏发电方面，新疆、甘肃弃光率为32.23%和30.45%。
多措并举促消纳
显而易见，促进可再生能源消纳，大幅降低弃风率、弃光率，根治个别地区存在“窝电”问题，从根本上而言，更需要加大电改力度，借助行政和市场化手段来平衡各方利益，提高可再生能源发电在电源体系中的身份和地位。
近年，国家能源局出台了一系列监管措施，以优化可再生能源的有序发展，力促风电、光伏发电消纳问题。对此，国家能源局设置了风电、光伏发电“绿、橙、红”三色警戒制，严控弃光、弃风严重地区风电、光伏的发展规模。
同时，2018年5月11日，国家能源局还发布《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》，借助跨省区发电权交易来大幅提高电力市场化交易比重，以市场化方式增加清洁电力供应。
2018年7月30日，国家能源局相关负责人在新闻发布会上介绍，我国风电和光伏发电消纳形势持续好转，弃电量和弃电率“双降”。上半年，全国弃风电量182亿千瓦时，同比减少53亿千瓦时，弃风率8.7%，同比下降5个百分点。弃光电量30亿千瓦时，同比减少7亿千瓦时，弃光率3.6%，同比下降3.2个百分点。上半年，有18个省(区、市)没有弃风限电，另有9个省弃风率在5%以下，弃风率超过5%的只有内蒙古、吉林、甘肃和新疆4省(区);有22个省(区、市)没有弃光限电，另有6个省(区)弃光率在5%以下，弃光率超过5%的只有甘肃、新疆、陕西3省(区)。
.jpg)
未来大有可为
我国可再生能源发电增长迅速，但其在电力总装机中的占比及其结构仍有待优化和提升。
数据显示，2017年我国可再生能源发电量1.7万亿千瓦时，占全部发电量的26.4%。其中，水电为11945亿千瓦时，风电3057亿千瓦时，光伏发电1182亿千瓦时，生物质发电794亿千瓦时。可见，非水可再生能源发电(风电、光伏、生物质)的占比并不高。
目前，上述数字已接近“到2020年，全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦，发电量1.9万亿千瓦时，占全部发电量的27%”的十三五可再生能源发展目标。
相对于这一目标的保守，埃克森美孚、BP等传统能源企业，以及国际权威机构BNEF则更加看好可再生能源市场的发展前景，它们一致认为可再生能源未来将强劲增长。
埃克森美孚在报告中乐观地表示，太阳能和风力发电在能源供应中增长最快，合计增长达到400%左右;到2040年，太阳能和风力发电合计可能翻三倍。
BP则指出，风能和太阳能的竞争力日益增强，使得可再生能源强劲增长成为可能。补贴制度到21世纪20年代中期会逐步取消，可再生能源相对于其他燃料的竞争力日益增强。中国是最大的增长来源，印度到2030年将会成为第二大增长来源。
BNEF《2018新能源市场长期展望》预测，2018年至2050年间，全球范围内新增发电装机投资将达到11.5万亿美元，其中8.4万亿美元(73%)用于风电和光伏。该报告预测，随着风电及光伏成本的快速走低及电池储能造价的下降，到2050年，风电和光伏发电量占比有望接近50%。
一波三折配额制
强化可再生能源消纳，提一步提升未来成长空间，可再生能源配额制的实施则让业界翘首以待。法不明则不治，令不行则不严。一位业内人士称，提高可再生能源在我国能源结构中的占比一方面需要管理层的统筹安排、合理规划，另一方面则需要制度化的法规保障，对各方权益进行固化。
事实上，正是因为既要照顾到各方利益，又要兼顾现实中碰到的各种难题，可再生能源配额制的“孕育”也是一波三折。
年初的3月23日，国家能源局下发了《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》，就可再生能源配额制面向相关行业协会和企业征求意见。
时隔3个月之后，市场上传出国家能源局就计划发布配额制的第二次征求意见稿，但因涉及可再生能源补贴强度的新增内容在业内引起了巨大反应而作罢。
据了解，国家能源局计划发布的第二版征求意见稿中，要求将可再生能源强制配额与绿色证书相结合，并且按省份划定了风电和光伏的最低保障利用小时数，最低保障利用小时数之内可享受国家全额补贴，保障利用小时数之外的发电量，发电企业可以获得绿证并且出售获得增量收益，但金额不得超过原先的补贴数额。
这一新规意味着新能源企业的发电量能够获得的补贴，在除去保障利用小时数之外，只能依靠出售绿证来换取，并且上限不超过原来的补贴数额。故作为盈利重头的保障外部分收益，将大大受损并且面临变现难的问题。
第二轮意见三看点
9月18日发布的新一轮征求意见稿，就可再生能源电力配额指标核算方法进行了完善和细化，调整了大部分省区的指标，首提配额补偿金方式替代强制摊销，并明确绿证为考核指标，未来将代替补贴等考核方式。
1、配额指标有调整
首轮征求意见稿中“各省级行政区域2018年非水电可再生能源电力配额指标”显示，北京、天津和河北2018年配额指标10.50%，2020年预期指标为13%，新一轮征求意见稿则将2018年配额指标调整为10.5%，将2020年预期指标上调到15%。内蒙古2018年配额指标和2020年预期指标均由13.0%上调到18.0%，2018年配额指标和2020年预期指标由13.50%和17.50%均调整为“监测、不考核”。
此外，对于可再生能源占电力消费量达到80%的四川、云南，对总量配额只监测，不考核，具体数值指标调整为区间指标，即≥80%即可。
第一轮征求意见稿各省级行政区域2018年可再生能源电力总量配额指标
第一轮征求意见各省级行政区域2018年非水电可再生能源电力配额指标
第二轮征求意见稿各省级行政区域2018年非水电可再生能源电力总量配额指标
2、补偿金代替摊销
新一轮配额制征求意见稿第9条明确了国家电网、南方电网所属省级电力公司、各省级及以下地方人民政府所属地方电网企业、拥用配电网运营权的售电公司、独立售电公司、参与电力直接交易的电力用户和拥有自备电厂的企业，共六类配额义务主体。
实施可再生能源配额制意味着什么?
意见稿表示，对未完成年度配额的义务主体，省级电网企业对其收取未完成额对应的配额补偿金，配额补偿金标准为地方燃煤发电标杆上网电价、大工业用户最高输配电价、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和。
对超额完成的省级行政区域增加年度可再生能源电力加上规模指标。对未完成的省级行政区域，暂停下达或减少该区域化石能源发电项目建设规模，不在该区域开展新的由国务院能源主管部门组织的试点示范工作。
一位评论人士表示，各个省级行政区都要完成一定的可再生能源发电配额，完不成任务则要接受相应的法规惩治，如限制电力新增装机等。若此政策正式落地，这一方面会促进可再生能源的消纳，另一方面也会刺激地方政府加大可再生能源装机力度做相应的缓冲。
3、绿证代证书、替补贴
第二轮征求意见稿取消了第一次征求意见稿中以“证书”为考核依据，并由电网公司销售“替代证书”来满足考核需要的方式。意见稿中明确以“绿证”为配额考核单位，最终考核对象主体在考核期内拥有绿证的数量将决定是否完成考核指标。
4、绿证市场或红火
分析人士认为，配额制与绿证挂钩并将逐步代替补贴，这将会通过市场竞争来提高其价值，进而改变当下绿证市场交投不跃的局面。
据中国绿色电力证书认购交易平台的数据显示，截至2018年10月16日，共有2046位名认购者认购了29766个绿证，与光伏、风电累计238854个、4818346的挂牌量相差甚远。
目前，绿证认购平台上的累积光伏挂牌量为238854个，累计成交量仅为151个，成交率为万分之6.3;累积风电挂牌量为4818346个，累计成交量为29615个，成交率为千分之6.1。
按照国家发改委、国家能源局规划思路，推行配额制，绿证是不可或缺的重要调节工具，二者相辅相成。业内人士认为，随着配额考核实施已成必然，绿证也将在未来正式开启市场化交易。
“绿证的本质属性是表明电量来自于可再生能源，只是有两个不同的市场同时存在。一个是2017年已经建立的自愿交易市场。另一个市场则是为履行配额义务而形成的交易市场。”陶冶认为，两者最大的区别在于交易目的和交易价格的预期差异。“自愿市场是实现终端用户获取消费绿色电力的证明，绿色电力交易后就不再具有获取国家补贴的资格，因此交易价格的基准是补贴强度。但配额机制下的绿证市场则是通过配额义务主体间交易获得证书，将其作为配额指标完成情况的凭据。目前理论上各地补偿金标准将是市场交易的上限价格，但在机制上没有设定保底的交易价格，在政策机制设计上由国家可再生能源发展基金负责出售绿证后补贴不足部分。”
据陶冶介绍，针对配额制的绿证交易，国务院能源主管部门后续将会配套出台相应的实施细则。“细则的制定将影响到绿证的交易价格。如交易周期、频次、范围等，都会对供需关系和价格产生较大的影响。”
助力光伏、风电腾飞
补贴拖欠、严控指标、市场认可度低、收入难以保证，是当下我国风电、光伏等非水可再生能源发展面临的问题。从未来绿证替代补贴的设计思路上来看，配额制将会在一定程度上缓解日益严峻的欠补问题。
不过，业内人士指出，从长远角度来看，风电、光伏等行业的纵深发展关键在于“增量”，即一是促消纳，二是增加市场需求。若全国各地均提高可再生能源电力用能力度，随着市场对其的认可度不断提升，即便在无补贴的情况下，依靠技术创新提质增效、降本，光伏、风电仍有机会跃上一个更高的发展台阶。
彭澎认为，配额制主要解决可再生能源消纳和针对绿色电力需求创造需求两大问题。它会促进西部地区风电、光伏项目的消纳，在未来也会拉动光伏电站的开发。另外，在卖电优先次序设置方面，配额制对光伏也会多有助益。
促消纳、提需求、扩空间，将成风电、光伏腾飞催化剂!未来出台的可再生能源配额制，值得业界期待。
