《可再生能源电力配额制》征求意见稿终于流出。

据能见了解，影响将主要体现在四个方面：

一、分布式电力市场化交易或夭折

此次征求意见稿如果通过，可能意味着酝酿多年的分布式电力市场化交易胎死腹中，将无法开展下去。

新版征求意见稿第十七条提出：

“享受国家可再生能源发展基金补贴的非水电可再生能源发电项目，除国务院能源主管部门核定保障小时数地区超过保障小时数的集中式风电（不含海上风电）、光伏发电的可上网电量，其他非水电可再生能源发电全部可上网电量均为保障性收购电量。”

“电网企业和其他购电主体须按照国家核定的各类非水电可再生能源发电的标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价（不含补贴部分）收购保障性收购电量。”

按照这个方案，目前大力发展的分布式光伏和分散式风电所发电量，届时将由电网企业和其他购电主体，按照标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价（不含补贴部分）收购保障性收购电量。

但是2017年12月，国家发改委、国家能源局曾印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，就分布式发电市场化交易模式明确提出了三种模式：

1、是直接交易模式。分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。

2、是委托电网企业代售电模式。分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格（即对所有用户按照售电收入、售电量平均后的电价），扣除“过网费”（含网损）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。

3、是电网企业按标杆上网电价收购模式。在试点地区不参与市场交易的分布式发电项目，电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价全额收购上网电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。

按照《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，国家是鼓励分布式发电市场化交易的，上网电价存在竞争，只要发电和用电双方按照双方达成的价格和电量，即可进行交易，但是按照新版《可再生能源电力配额制》征求意见稿，已经没有竞争可言。

多位行业知情人士向能见透露，部分地区分布式电力市场化交易试点已经暂停。

二、全额补偿机制

旧版本当中，可再生能源发电企业是受损的，绿证对应相应电量补贴款项。

2017年2月，国家发改委发布《三部门关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》指出，“风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。”

实际上企业、个人等认购的是一个绿证相应的1000度电对应的国家可再生能源电价附加资金补贴。风电、光伏发电企业出售绿证价格大多数情况低于对应国家补贴，可再生能源发电企业利益受损，目前绿色电力证书仅售出2万多个。

新版本可再生能源企业整体补贴强度不变，但是绿证有效改善企业现金流。目前可再生能源发电企业的补贴需要拖欠1-2年才能入账，新版配额制下，绿证交易在电力交易中心进行，可以随着电力结算实现资金流快速周转。可再生能源发电企业补贴资金的快速入账，有效改善企业的现金流和经营状况。

三、对各市场主体影响

1、对电网公司影响有限。电网公司将更有动力推进省间可再生能源交易。省级电网公司售电部分也要承担配额，消纳的省内可再生能源如果不能满足绿证部分，需要跨省跨区可再生能源交易来补足。跨省跨区可再生能源交易价格一般都很有竞争力，而且跨省跨区交易电力必须随着绿证一起交易。

2、参与电力交易的普通用户和拥有自备电厂的企业一样，用能成本会升高。普通没有可再生能源电源的用户，将不得不购买对应电量的绿证，可以是单独购买，也可以是随可再生能源企业进行电力直接交易并支付绿证价格。未完成配额制考核，电力用户不得不缴纳高昂的配额补偿金。

3、火电企业积极转型。发电企业不是配额制的考核目标，但是燃煤装机被严格限制，可再生能源发电补贴的及时兑现，以及光伏、风电技术水平的提升，都将促进社会资本等投资更多的可再生能源。

4、可再生能源发电企业利好。补贴强度没有变化，补贴方式改变，但是能更早的拿到补贴，企业经营压力变小，促进可再生能源发展。

5、独立售电公司挑战与机遇并存。独立售电公司必须要根据售电量购买相应的绿证，一般来说独立售电公司需要额外承担费用。但是由于电量可以和绿证分开交易，而且对绿证交易次数没有限制，不排除在未来交易机制允许的情况下，售电公司通过省间或者省内交易买卖绿证套利。

四、各省市配额指标略有变化

与第一版相比，各省市配额指标略有变化，其中吉林、江西和宁夏配额指标下降幅度最多，内蒙、广西、贵州、甘肃、新疆等省份配额指标提升幅度较大。