为促进可再生能源开发利用，保障实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，国家能源局相继于2016年2月29日出台《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见（国能新能〔2016〕54号）》，2018年3月23日国家能源局曾经发布《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》第一版，9月13日，国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》第二版，可再生能源配额制历时多年即将尘埃落定。
《可再生能源电力配额及考核办法》第二版征求意见稿全文共33页，相比第一版10页的内容基本一致，但更加详细具体。文件大家很容易看明白，没必要重复与全面解读，但背后究竟透露出什么，需要重点关注的有哪些？本文想先讲述一下需要重点关注的部分，然后再讲讲几个文件的区别，最后讲述一下未来可能发生的变化，还存在的问题与建议。
一、第二版意见稿需要重点关注和思考的方面
1、谁承担配额义务与考核？
文件明确：各类从事售电业务的企业及所有电力消费者共同履行可再生能源电力配额义务。各类售电公司（含电网企业售电部分，以下同）、参与电力直接交易的电力用户和拥有自备电厂的企业接受配额考核。
注意，是所有售电业务公司（含电网企业）与所有电力消费者承担配额义务，通俗的讲，生产商（各类发电企业）不承担义务，所有中间商和消费者承担义务，但义务归义务，不考核，独立考核的只有售电公司，参与电力直接交易的电力用户和拥有自备电厂的企业。
2、可再生能源电力配额义务主体与配额指标区别？
第一类：国家电网公司、南方电网公司所属电力公司。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标。
第二类：地方政府所属电网企业。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标。
第三类：配售电公司。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标。
第四类：独立售电公司。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标。
第五类：参与电力直接交易的电力用户。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。
第六类：拥有自备电厂的企业。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。
第三到第六类公司必须完成所在区域的配额指标，是独立考核的。第一二类主体承担配额义务，是否完成与来年可再生能源电力建设规模指标、化石能源发电项目建设规模与试点示范工作挂钩，不用支付配额补偿金。这个后面会阐述到。
3、计入配额的可再生能源电量是全部吗？
文件是：计入各省级行政区域配额核算的可再生能源电力消纳量包括：本区域生产且消纳的全部可再生能源电量和区外输入的可再生能源电量；不计入向区域外送出的可再生能源电量。
只有生产且消纳的可再生能源电量才计入配额产生绿证，也就是说弃风弃光的电量不计算在内。
4、各省配额补偿金一样吗？
各省级能源主管部门会同电力运行管理部门、价格主管部门和国务院能源主管部门派出监管机构等，按年度制定本行政区域配额实施方案。配额实施方案内容包括配额补偿金标准、配额监测考核方式及奖罚措施等。
也就是说，各省的配额补偿标准由各省制定，不同省份之间可能存在差异。
5、个人投资分布式可再生能源发电项目可获得绿证吗？
绿证由电力交易机构负责账户设立、绿证颁发、交易组织与统计工作。国家可再生能源发电信息管理平台进行颁发审核确认。企业投资可再生能源发电项目均应在所在地区省级电力交易中心登记；个人投资分布式可再生能源发电项目，由所在地区电网企业负责代理登记，以县（市）级区域为单元实行集体户头管理。
也就是说个人分布式项目不需要自己登记，由电网企业负责代理登记，可以获得绿证。
6、企业和个人投资的分布式项目除了上网电价外可以获得额外的绿证补贴吗？
不能。根据可再生能源电力保障性收购并结合电力市场化交易，绿证权归属及其转移遵循以下原则：按照不低于可再生能源发电标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价收购电量（不含补贴部分），对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体；跨省跨区可再生能源电力交易按包含绿证价格的方式进行，对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体；可再生能源电力参与电力市场化交易的电量，应明确交易电价是否包含绿证价格在内，如不包含，则绿证不随电力交易转移。
绿证随可再生能源电力生产而产生，对每lMWh可再生能源电量核发1个绿证，绿证初始核发对象为可再生能源电力生产者。也就是说可再生能源企业在发电时候获得了绿证，但只要按标杆上网电价和竞争配置方式收购的电量，转移给电网和其他购电主体。绿证也就是在企业手中产生随即转移了出去。
7、配额补偿金的征收标准怎样，绿证价格究竟应该多少？
对最终未完成年度配额的配额义务主体，按对应省级行政区域，按年度制定配额补偿金标准并向社会公布。配额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-lOkV用户）、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和。
全国燃煤标杆电价最高为西藏0.4993元/千瓦时,最低为新疆0.25元/千瓦时，均值约为0.36元/千瓦时。已经公布的全国31省市1-10kv输配电价，青海最低为0.1023元/千瓦时，上海最高为0.2782元/千瓦时。均值约为0.173元/千瓦时。政府性基金与附加均值为0.049元/千瓦时（详情参看另一文：电价里的政府性基金与附加是什么）。政策性交叉补贴比较模糊，能查询到的是吉林对自备电厂征收政策性交叉补贴为0.15元/千瓦时政策性交叉补贴，山东征收标准为0.1016/千瓦时，2019年12月前为过渡期征收0.05元/千瓦时，我们按均值0.1元/千瓦时计算。加起来总和为0.68元/千瓦时。
这个补偿标准相对来说还是比较高的，如果完不成配额义务，惩罚还是非常重的。需要明确的，这可不是某些专家解读的绿证的价格，因为一千度可再生能源电量产生一个绿证。这样算起来绿证价格应该是680元。水电电量核发可再生能源绿证，非水电可再生能源电量核发非水电绿证，因此此配额补偿金标准应该指的是非水电绿证的价格。
文件同时说明绿证交易价格由市场交易形成，但又明确规定了配额补偿金标准。而且由省级区域本行政区域配额实施方案。配额实施方案内容包括配额补偿金标准。这是文件中三个自相矛盾的地方。
8、配额补偿金的用途？
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。
9、可再生能源发电企业通过绿证交易可获得比国补更高的收益吗？
这恐怕是大家都盼望的，答案是不能。文件明确，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。
10、电网企业获得的绿证如何处理？
电网企业和其他配售电公司通过非购买方式获得的绿证，首先用于完成居民、重要公用事业和公益性服务电量对应配额任务；如不足,则居民、公用和公益电力用户免除配额考核责任。如有剩余绿证则向经营区内参与电力直接交易的电力用户、独立售电公司、拥有自备电厂的企业等按照所完成的保障性收购电量消纳任务进行无偿分配。以上三者如不足则需自行购买绿证。
11、对于各省配额指标完成与完不成怎么处理？
国务院能源主管部门对超额完成配额指标的省级行政区域增加年度可再生能源电力建设规模指标。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。
二、三个政策文件的区别和变化
1、两个文件自相矛盾，为什么不是发电企业？
《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》文件原文指出：2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。对本行政区域各级电网企业和其他供电主体（含售电企业以及直供电发电企业）的供电量（售电量）规定非水电可再生能源电量最低比重指标。国家能源局对权益火电发电装机容量超过500万千瓦的发电投资企业的可再生能源电力投资和生产情况按年度进行监测评价。
《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》明确可再生能源配额考核的主体是各级电网企业与供电主体，供电主体包括发电企业、售电企业与直供电发电企业。国家能源局对容量超过500万千瓦的火电发电企业的可再生能源电力投资和生产情况按年度进行监测评价。而在2018年的两次配额制征求意见稿中，配额承担主体已经不再是发电企业。而是含电网企业在内的所有售电企业与所有电力用户。消费者会一脸懵，为什么我会躺着中枪？因为火电企业多是央企国企吗？
2、三次文件中可再生能源电力消纳比重指标的变化：
《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》只规定了非水可再生能源电力消纳比重指标，当时制定的总体比例还是偏低的。《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》第二版相对第一版来说，2018年的可再生能源电力总量配额指标与非水可再生能源电力总量配额指标相比2017年各行政区域有增有降，基本变化不大。2020年的两个配额指标少数省份降低或维持不变，大部分省份均有提高。我们认为国家能源部门经过了核算调整的更加合理，将进一步促进可再生能源利用消纳。西藏在第二版征求意见稿里不纳入考核。
四川云南两省由于水电为主，2018和2020年可再生能源配额指标均超过80%，非水可再生能源配额指标以西北四省新疆青海甘肃宁夏和黑龙江共五省最高，2020年指标超过20%，其中黑龙江提升幅度较大，非水可再生能源配额指标从2018年15%上升到2020年20.5%。
3、自备电厂配额指标发生了变化
《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》第一版明确：自备电厂承担的配额指标应高于所在区域指标。第二版改为了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。也就是说，对自备电厂没有额外歧视，但由于早起建设的自备电厂以火电为主，在独立考核的三类配额主体里，自备电厂的压力是最大的。
三、趋势
1、配额制的推出将大大提高电力市场化交易的比重。
光伏发电企业在出售电力时候绿证将转出，但市场化交易的可双方协商。由于配额补偿金与绿证价格较高，估计被考核的主体除非完不成任务被强制处罚，如果在处罚前一定会通过电力市场化交易购买可再生能源电量来满足考核。可以预见的电力市场化交易将会大大增加，而且交易价格将提高。
2、配额制会增加跨省跨区的可再生能源电力交易
上面观点已经表明，可再生能源配额制一定会大大增加可再生能源电力的交易，除此之外，我认为还会增加跨省可再生能源电力交易的比重。以前电力不够的省份如江苏，更倾向于接收水电，由于可再生能源配额制的出台，会更加注重非水可再生能源的比重。另外，西北地区存在较高的风光可再生能源电力，其他省份为了完成配额也会更加容易接收跨区的可再生能源电力交易。避免特高压建成而不积极接受的情况。
3、自愿性认购绿证多可能会被取代
2017年1月，三部委联合发布《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》（发改能源[2017]132号），试行绿色电力证书核发及自愿认购交易的政策。从2017年7月1日，国家能源局组织召开了绿色电力证书自愿认购启动仪式且绿证自愿认购平台上线，到本文截稿之日，统计2080名认购者共认购29852个绿证，且成交量95%以上是风电绿证。可再生能源配额制出台以后，自愿认购的绿证（也可以说是情怀绿证）存在基本无意义，多半可能退出历史舞台，以强制性绿证统一替代。
四、问题
1、绿证交易中风电的绿证仍然比光伏更有优势
2018年5月18日，能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，从2019年起，新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。2018年陆上风电执行标杆上网电价0.4元、0.45元、0.49元、0.57元。2018年531新政后光伏标杆上网电价执行每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元。
同样减去脱硫燃煤标杆电价之后，几类资源区的风光补贴差额在0.1-0.21元之间。光伏的度电补贴高于风电。从直接的用电价格比较，无论是电力直接交易还是跨省跨区交易，电力用户更倾向于购买更便宜的风电。
配额制意见稿文件规定，绿证交易范围为配额义务主体之间、发电企业与配额义务主体之间进行，绿证交易价格由市场交易形成。可以预见，电力交易中风电会比光伏更受欢迎。这个问题只有风光电力同时实现平价上网才会解决。
2、可再生能源配额制并不是一次彻底的革命
最初《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》出台，以为是发电企业承担配额。《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》第一版出台，看到了承担主体变为了供售电公司和电力消费者，以为会和碳配额相结合，电力消费者领域重点向高耗能高污染企业摊派。但第二版文件指出：承担保底供电服务责任的电网企业（含配售电公司）购买绿证用于完成非公益性电量对应配额的绿证净支出费用，可依据国家有关规定向非公益性电力用户疏导。电网企业并非独立考核主体，因此并非强制性的疏导。如果配额承担主体有电力消费者，应当将可再生能源配额与碳配额相结合，对于高耗能高污染企业的用电与排放进行重点监督监测。但文件并没有深入规定。
另外，各省能源主管部门会同电力运行管理部门制定可再生能源配额时，主要依据年度可再生能源发电量和消纳能力预测，并无体现出远大目标的意思，相对来说是比较保守的。另外考核主体也不再是发电企业。可再生能源配额制无疑是一次革命，但是从这个意义上来说，只是一次温和的革命。
五、建议
1、在2020年之前实行过渡期，对风光产生的绿证进行价格区别
上述问题的第一部分也提到了，绿证交易中风电的绿证仍然比光伏更有优势，电力交易中风电会比光伏更受欢迎。由于风电比光伏成本更低，在配额义务主体未完成指标任务的情况下，一定会优先外购风电电量。在2020年之前，行业普遍预测风光电力将会实现平价上网。成本相同的情况下才会实现公平竞争。建议将2020年之前设为过渡期，对二者电量产生的绿证的进行价格区别对待，光伏产生的绿证价格等同于风电两个绿证，这样二者才会实现公平的环境。
2、建议全国统一配额补偿金标准：
配额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-lOkV用户）、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和。会存在各省配额补偿金标准一致。不利于绿证的统一流通与结算。建议修改为统一的价格，且建议正式意见稿明确认定此为非水电绿证的价格。
3、风光电力企业应该做什么？
可再生能源配额制所征收的配额补偿金将用于可再生能源基金，这将会缓解补贴压力，对可再生能源电力企业无疑是重大利好。虽然政策并不会给可再生能源企业带来比上网标杆电价超额的收益，但只有生产且消纳的可再生能源电量才计入配额产生绿证，也就是说弃风弃光的电量不计算在内。积极的参与可再生能源电力交易，与售电公司与电力交易机构展开合作或自行寻找大的电力消费者，提前布局，无疑能减少弃光弃风的损失。
《可再生能源电力配额及考核办法》第二版征求意见稿全文共33页，相比第一版10页的内容基本一致，但更加详细具体。文件大家很容易看明白，没必要重复与全面解读，但背后究竟透露出什么，需要重点关注的有哪些？本文想先讲述一下需要重点关注的部分，然后再讲讲几个文件的区别，最后讲述一下未来可能发生的变化，还存在的问题与建议。
一、第二版意见稿需要重点关注和思考的方面
1、谁承担配额义务与考核？
文件明确：各类从事售电业务的企业及所有电力消费者共同履行可再生能源电力配额义务。各类售电公司（含电网企业售电部分，以下同）、参与电力直接交易的电力用户和拥有自备电厂的企业接受配额考核。
注意，是所有售电业务公司（含电网企业）与所有电力消费者承担配额义务，通俗的讲，生产商（各类发电企业）不承担义务，所有中间商和消费者承担义务，但义务归义务，不考核，独立考核的只有售电公司，参与电力直接交易的电力用户和拥有自备电厂的企业。
2、可再生能源电力配额义务主体与配额指标区别？
第一类：国家电网公司、南方电网公司所属电力公司。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标。
第二类：地方政府所属电网企业。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标。
第三类：配售电公司。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标。
第四类：独立售电公司。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标。
第五类：参与电力直接交易的电力用户。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。
第六类：拥有自备电厂的企业。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。
第三到第六类公司必须完成所在区域的配额指标，是独立考核的。第一二类主体承担配额义务，是否完成与来年可再生能源电力建设规模指标、化石能源发电项目建设规模与试点示范工作挂钩，不用支付配额补偿金。这个后面会阐述到。
3、计入配额的可再生能源电量是全部吗？
文件是：计入各省级行政区域配额核算的可再生能源电力消纳量包括：本区域生产且消纳的全部可再生能源电量和区外输入的可再生能源电量；不计入向区域外送出的可再生能源电量。
只有生产且消纳的可再生能源电量才计入配额产生绿证，也就是说弃风弃光的电量不计算在内。
4、各省配额补偿金一样吗？
各省级能源主管部门会同电力运行管理部门、价格主管部门和国务院能源主管部门派出监管机构等，按年度制定本行政区域配额实施方案。配额实施方案内容包括配额补偿金标准、配额监测考核方式及奖罚措施等。
也就是说，各省的配额补偿标准由各省制定，不同省份之间可能存在差异。
5、个人投资分布式可再生能源发电项目可获得绿证吗？
绿证由电力交易机构负责账户设立、绿证颁发、交易组织与统计工作。国家可再生能源发电信息管理平台进行颁发审核确认。企业投资可再生能源发电项目均应在所在地区省级电力交易中心登记；个人投资分布式可再生能源发电项目，由所在地区电网企业负责代理登记，以县（市）级区域为单元实行集体户头管理。
也就是说个人分布式项目不需要自己登记，由电网企业负责代理登记，可以获得绿证。
6、企业和个人投资的分布式项目除了上网电价外可以获得额外的绿证补贴吗？
不能。根据可再生能源电力保障性收购并结合电力市场化交易，绿证权归属及其转移遵循以下原则：按照不低于可再生能源发电标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价收购电量（不含补贴部分），对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体；跨省跨区可再生能源电力交易按包含绿证价格的方式进行，对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体；可再生能源电力参与电力市场化交易的电量，应明确交易电价是否包含绿证价格在内，如不包含，则绿证不随电力交易转移。
绿证随可再生能源电力生产而产生，对每lMWh可再生能源电量核发1个绿证，绿证初始核发对象为可再生能源电力生产者。也就是说可再生能源企业在发电时候获得了绿证，但只要按标杆上网电价和竞争配置方式收购的电量，转移给电网和其他购电主体。绿证也就是在企业手中产生随即转移了出去。
7、配额补偿金的征收标准怎样，绿证价格究竟应该多少？
对最终未完成年度配额的配额义务主体，按对应省级行政区域，按年度制定配额补偿金标准并向社会公布。配额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-lOkV用户）、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和。
全国燃煤标杆电价最高为西藏0.4993元/千瓦时,最低为新疆0.25元/千瓦时，均值约为0.36元/千瓦时。已经公布的全国31省市1-10kv输配电价，青海最低为0.1023元/千瓦时，上海最高为0.2782元/千瓦时。均值约为0.173元/千瓦时。政府性基金与附加均值为0.049元/千瓦时（详情参看另一文：电价里的政府性基金与附加是什么）。政策性交叉补贴比较模糊，能查询到的是吉林对自备电厂征收政策性交叉补贴为0.15元/千瓦时政策性交叉补贴，山东征收标准为0.1016/千瓦时，2019年12月前为过渡期征收0.05元/千瓦时，我们按均值0.1元/千瓦时计算。加起来总和为0.68元/千瓦时。
这个补偿标准相对来说还是比较高的，如果完不成配额义务，惩罚还是非常重的。需要明确的，这可不是某些专家解读的绿证的价格，因为一千度可再生能源电量产生一个绿证。这样算起来绿证价格应该是680元。水电电量核发可再生能源绿证，非水电可再生能源电量核发非水电绿证，因此此配额补偿金标准应该指的是非水电绿证的价格。
文件同时说明绿证交易价格由市场交易形成，但又明确规定了配额补偿金标准。而且由省级区域本行政区域配额实施方案。配额实施方案内容包括配额补偿金标准。这是文件中三个自相矛盾的地方。
8、配额补偿金的用途？
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。
9、可再生能源发电企业通过绿证交易可获得比国补更高的收益吗？
这恐怕是大家都盼望的，答案是不能。文件明确，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。
10、电网企业获得的绿证如何处理？
电网企业和其他配售电公司通过非购买方式获得的绿证，首先用于完成居民、重要公用事业和公益性服务电量对应配额任务；如不足,则居民、公用和公益电力用户免除配额考核责任。如有剩余绿证则向经营区内参与电力直接交易的电力用户、独立售电公司、拥有自备电厂的企业等按照所完成的保障性收购电量消纳任务进行无偿分配。以上三者如不足则需自行购买绿证。
11、对于各省配额指标完成与完不成怎么处理？
国务院能源主管部门对超额完成配额指标的省级行政区域增加年度可再生能源电力建设规模指标。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。
二、三个政策文件的区别和变化
1、两个文件自相矛盾，为什么不是发电企业？
《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》文件原文指出：2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。对本行政区域各级电网企业和其他供电主体（含售电企业以及直供电发电企业）的供电量（售电量）规定非水电可再生能源电量最低比重指标。国家能源局对权益火电发电装机容量超过500万千瓦的发电投资企业的可再生能源电力投资和生产情况按年度进行监测评价。
《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》明确可再生能源配额考核的主体是各级电网企业与供电主体，供电主体包括发电企业、售电企业与直供电发电企业。国家能源局对容量超过500万千瓦的火电发电企业的可再生能源电力投资和生产情况按年度进行监测评价。而在2018年的两次配额制征求意见稿中，配额承担主体已经不再是发电企业。而是含电网企业在内的所有售电企业与所有电力用户。消费者会一脸懵，为什么我会躺着中枪？因为火电企业多是央企国企吗？
2、三次文件中可再生能源电力消纳比重指标的变化：
《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》只规定了非水可再生能源电力消纳比重指标，当时制定的总体比例还是偏低的。《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》第二版相对第一版来说，2018年的可再生能源电力总量配额指标与非水可再生能源电力总量配额指标相比2017年各行政区域有增有降，基本变化不大。2020年的两个配额指标少数省份降低或维持不变，大部分省份均有提高。我们认为国家能源部门经过了核算调整的更加合理，将进一步促进可再生能源利用消纳。西藏在第二版征求意见稿里不纳入考核。
四川云南两省由于水电为主，2018和2020年可再生能源配额指标均超过80%，非水可再生能源配额指标以西北四省新疆青海甘肃宁夏和黑龙江共五省最高，2020年指标超过20%，其中黑龙江提升幅度较大，非水可再生能源配额指标从2018年15%上升到2020年20.5%。
3、自备电厂配额指标发生了变化
《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》第一版明确：自备电厂承担的配额指标应高于所在区域指标。第二版改为了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。也就是说，对自备电厂没有额外歧视，但由于早起建设的自备电厂以火电为主，在独立考核的三类配额主体里，自备电厂的压力是最大的。
三、趋势
1、配额制的推出将大大提高电力市场化交易的比重。
光伏发电企业在出售电力时候绿证将转出，但市场化交易的可双方协商。由于配额补偿金与绿证价格较高，估计被考核的主体除非完不成任务被强制处罚，如果在处罚前一定会通过电力市场化交易购买可再生能源电量来满足考核。可以预见的电力市场化交易将会大大增加，而且交易价格将提高。
2、配额制会增加跨省跨区的可再生能源电力交易
上面观点已经表明，可再生能源配额制一定会大大增加可再生能源电力的交易，除此之外，我认为还会增加跨省可再生能源电力交易的比重。以前电力不够的省份如江苏，更倾向于接收水电，由于可再生能源配额制的出台，会更加注重非水可再生能源的比重。另外，西北地区存在较高的风光可再生能源电力，其他省份为了完成配额也会更加容易接收跨区的可再生能源电力交易。避免特高压建成而不积极接受的情况。
3、自愿性认购绿证多可能会被取代
2017年1月，三部委联合发布《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》（发改能源[2017]132号），试行绿色电力证书核发及自愿认购交易的政策。从2017年7月1日，国家能源局组织召开了绿色电力证书自愿认购启动仪式且绿证自愿认购平台上线，到本文截稿之日，统计2080名认购者共认购29852个绿证，且成交量95%以上是风电绿证。可再生能源配额制出台以后，自愿认购的绿证（也可以说是情怀绿证）存在基本无意义，多半可能退出历史舞台，以强制性绿证统一替代。
四、问题
1、绿证交易中风电的绿证仍然比光伏更有优势
2018年5月18日，能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，从2019年起，新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。2018年陆上风电执行标杆上网电价0.4元、0.45元、0.49元、0.57元。2018年531新政后光伏标杆上网电价执行每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元。
同样减去脱硫燃煤标杆电价之后，几类资源区的风光补贴差额在0.1-0.21元之间。光伏的度电补贴高于风电。从直接的用电价格比较，无论是电力直接交易还是跨省跨区交易，电力用户更倾向于购买更便宜的风电。
配额制意见稿文件规定，绿证交易范围为配额义务主体之间、发电企业与配额义务主体之间进行，绿证交易价格由市场交易形成。可以预见，电力交易中风电会比光伏更受欢迎。这个问题只有风光电力同时实现平价上网才会解决。
2、可再生能源配额制并不是一次彻底的革命
最初《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》出台，以为是发电企业承担配额。《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》第一版出台，看到了承担主体变为了供售电公司和电力消费者，以为会和碳配额相结合，电力消费者领域重点向高耗能高污染企业摊派。但第二版文件指出：承担保底供电服务责任的电网企业（含配售电公司）购买绿证用于完成非公益性电量对应配额的绿证净支出费用，可依据国家有关规定向非公益性电力用户疏导。电网企业并非独立考核主体，因此并非强制性的疏导。如果配额承担主体有电力消费者，应当将可再生能源配额与碳配额相结合，对于高耗能高污染企业的用电与排放进行重点监督监测。但文件并没有深入规定。
另外，各省能源主管部门会同电力运行管理部门制定可再生能源配额时，主要依据年度可再生能源发电量和消纳能力预测，并无体现出远大目标的意思，相对来说是比较保守的。另外考核主体也不再是发电企业。可再生能源配额制无疑是一次革命，但是从这个意义上来说，只是一次温和的革命。
五、建议
1、在2020年之前实行过渡期，对风光产生的绿证进行价格区别
上述问题的第一部分也提到了，绿证交易中风电的绿证仍然比光伏更有优势，电力交易中风电会比光伏更受欢迎。由于风电比光伏成本更低，在配额义务主体未完成指标任务的情况下，一定会优先外购风电电量。在2020年之前，行业普遍预测风光电力将会实现平价上网。成本相同的情况下才会实现公平竞争。建议将2020年之前设为过渡期，对二者电量产生的绿证的进行价格区别对待，光伏产生的绿证价格等同于风电两个绿证，这样二者才会实现公平的环境。
2、建议全国统一配额补偿金标准：
配额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-lOkV用户）、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和。会存在各省配额补偿金标准一致。不利于绿证的统一流通与结算。建议修改为统一的价格，且建议正式意见稿明确认定此为非水电绿证的价格。
3、风光电力企业应该做什么？
可再生能源配额制所征收的配额补偿金将用于可再生能源基金，这将会缓解补贴压力，对可再生能源电力企业无疑是重大利好。虽然政策并不会给可再生能源企业带来比上网标杆电价超额的收益，但只有生产且消纳的可再生能源电量才计入配额产生绿证，也就是说弃风弃光的电量不计算在内。积极的参与可再生能源电力交易，与售电公司与电力交易机构展开合作或自行寻找大的电力消费者，提前布局，无疑能减少弃光弃风的损失。