解讀配額制：分布式風(fēng)電和光伏市場化交易夭折？

備受關(guān)注的第二版《可再生能源電力配額制》征求意見稿終于流出。

據(jù)能見了解，影響將主要體現(xiàn)在四個方面：

分布式電力市場化交易或夭折

此次征求意見稿如果通過，可能意味著醞釀多年的分布式電力市場化交易胎死腹中，將無法開展下去。

新版征求意見稿第十七條提出：

“享受國家可再生能源發(fā)展基金補貼的非水電可再生能源發(fā)電項目，除國務(wù)院能源主管部門核定保障小時數(shù)地區(qū)超過保障小時數(shù)的集中式風(fēng)電(不含海上風(fēng)電)、光伏發(fā)電的可上網(wǎng)電量，其他非水電可再生能源發(fā)電全部可上網(wǎng)電量均為保障性收購電量。”

“電網(wǎng)企業(yè)和其他購電主體須按照國家核定的各類非水電可再生能源發(fā)電的標(biāo)桿上網(wǎng)電價或競爭配置等方式確定的固定電價(不含補貼部分)收購保障性收購電量。”

按照這個方案，目前大力發(fā)展的分布式光伏和分散式風(fēng)電所發(fā)電量，屆時將由電網(wǎng)企業(yè)和其他購電主體，按照標(biāo)桿上網(wǎng)電價或競爭配置等方式確定的固定電價(不含補貼部分)收購保障性收購電量。

但是2017年12月，國家發(fā)改委、國家能源局曾印發(fā)《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》，就分布式發(fā)電市場化交易模式明確提出了三種模式：

一是直接交易模式。分布式發(fā)電項目與電力用戶進(jìn)行電力直接交易，向電網(wǎng)企業(yè)支付“過網(wǎng)費”。

二是委托電網(wǎng)企業(yè)代售電模式。分布式發(fā)電項目單位委托電網(wǎng)企業(yè)代售電，電網(wǎng)企業(yè)對代售電量按綜合售電價格(即對所有用戶按照售電收入、售電量平均后的電價)，扣除“過網(wǎng)費”(含網(wǎng)損)后將其余售電收入轉(zhuǎn)付給分布式發(fā)電項目單位。

三是電網(wǎng)企業(yè)按標(biāo)桿上網(wǎng)電價收購模式。在試點地區(qū)不參與市場交易的分布式發(fā)電項目，電網(wǎng)企業(yè)按國家核定的各類發(fā)電的標(biāo)桿上網(wǎng)電價全額收購上網(wǎng)電量，但國家對電網(wǎng)企業(yè)的度電補貼要扣減配電網(wǎng)區(qū)域最高電壓等級用戶對應(yīng)的輸配電價。

按照《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》，國家是鼓勵分布式發(fā)電市場化交易的，上網(wǎng)電價存在競爭，只要發(fā)電和用電雙方按照雙方達(dá)成的價格和電量，即可進(jìn)行交易，但是按照新版《可再生能源電力配額制》征求意見稿，已經(jīng)沒有競爭可言。

多位行業(yè)知情人士向能見透露，部分地區(qū)分布式電力市場化交易試點已經(jīng)暫停。

全額補償機制

舊版本當(dāng)中，可再生能源發(fā)電企業(yè)是受損的，綠證對應(yīng)相應(yīng)電量補貼款項。

2017年2月，國家發(fā)改委發(fā)布《三部門關(guān)于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購交易制度的通知》指出，“風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)出售可再生能源綠色電力證書后，相應(yīng)的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。”

實際上企業(yè)、個人等認(rèn)購的是一個綠證相應(yīng)的1000度電對應(yīng)的國家可再生能源電價附加資金補貼。風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)出售綠證價格大多數(shù)情況低于對應(yīng)國家補貼，可再生能源發(fā)電企業(yè)利益受損，目前綠色電力證書僅售出2萬多個。

新版本可再生能源企業(yè)整體補貼強度不變，但是綠證有效改善企業(yè)現(xiàn)金流。目前可再生能源發(fā)電企業(yè)的補貼需要拖欠1-2年才能入賬，新版配額制下，綠證交易在電力交易中心進(jìn)行，可以隨著電力結(jié)算實現(xiàn)資金流快速周轉(zhuǎn)?？稍偕茉窗l(fā)電企業(yè)補貼資金的快速入賬，有效改善企業(yè)的現(xiàn)金流和經(jīng)營狀況。

對各市場主體影響

一、對電網(wǎng)公司影響有限。電網(wǎng)公司將更有動力推進(jìn)省間可再生能源交易。省級電網(wǎng)公司售電部分也要承擔(dān)配額，消納的省內(nèi)可再生能源如果不能滿足綠證部分，需要跨省跨區(qū)可再生能源交易來補足?？缡】鐓^(qū)可再生能源交易價格一般都很有競爭力，而且跨省跨區(qū)交易電力必須隨著綠證一起交易。

二、參與電力交易的普通用戶和擁有自備電廠的企業(yè)一樣，用能成本會升高。普通沒有可再生能源電源的用戶，將不得不購買對應(yīng)電量的綠證，可以是單獨購買，也可以是隨可再生能源企業(yè)進(jìn)行電力直接交易并支付綠證價格。未完成配額制考核，電力用戶不得不繳納高昂的配額補償金。

三、火電企業(yè)積極轉(zhuǎn)型。發(fā)電企業(yè)不是配額制的考核目標(biāo)，但是燃煤裝機被嚴(yán)格限制，可再生能源發(fā)電補貼的及時兌現(xiàn)，以及光伏、風(fēng)電技術(shù)水平的提升，都將促進(jìn)社會資本等投資更多的可再生能源。

四、可再生能源發(fā)電企業(yè)利好。補貼強度沒有變化，補貼方式改變，但是能更早的拿到補貼，企業(yè)經(jīng)營壓力變小，促進(jìn)可再生能源發(fā)展。

五、獨立售電公司挑戰(zhàn)與機遇并存。獨立售電公司必須要根據(jù)售電量購買相應(yīng)的綠證，一般來說獨立售電公司需要額外承擔(dān)費用。但是由于電量可以和綠證分開交易，而且對綠證交易次數(shù)沒有限制，不排除在未來交易機制允許的情況下，售電公司通過省間或者省內(nèi)交易買賣綠證套利。

各省市配額指標(biāo)略有變化

與第一版相比，各省市配額指標(biāo)略有變化，其中吉林、江西和寧夏配額指標(biāo)下降幅度最多，內(nèi)蒙、廣西、貴州、甘肅、新疆等省份配額指標(biāo)提升幅度較大。