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3月23日下午，国家能源局发布征求意见函，向业内征求有关《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》(以下简称《配额考核》)的意见。与以往不同的是，此次印发的《配额考核》中同时明确了各省级行政区域2018、2020年需要实现的总量配额指标和非水电配额指标，以及未完成指标后各市场主体需要承担的惩戒措施。
至此，一直存在于业内想象中的，中国第一份全面性，可再生能源电力配额政策，终于露出真容。
目标明确：瞄准可再生能源电力消纳
对矛盾不回避，对短板不遮掩。从一般性政策引导到省级约束性指标，从行业发展规划到我国能源革命的加速器，可再生能源电力配额正在我国能源发展中承担着更加重要的任务。
“可再生能源电力配额制的出台，主要就是为了解决可再生能源电力的消纳问题。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎语气肯定。
此次印发的《配额考核》将可再生能源电力占比明确定位为考核省级政府的“约束性指标”，同时表示，可再生能源电力配额是各省级行政区域全社会用电量中可再生能源电力消费比重的最低值，即底线。
根据文件，可再生能源电力配额包括“可再生能源电力总量配额”和“非水电可再生能源电力配额”。配额义务由省级电网企业、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市场主体共同承担，同一省级区域内的各类市场主体公平参与可再生能源电力市场交易。
“与其他市场主体相比，拥有燃煤自备发电机组的企业需要承担高于平均的配额指标。”彭澎表示，目前，我国公共供电的电源结构已开始呈现多元化格局，由火电、水电、风电、光伏等能源共同构成。近年来，我国以推进经济高质量发展为目标，不断推进可再生能源行业的发展加速，以构建安全、高效、清洁、低碳的现代能源体系。在全面绿色发展的形势下，让电力供给完全由燃煤火力发电机组提供的燃煤自备电厂来承担更高的配额指标，其实可以预料。
通过与2017年各省的可再生能源电力消纳情况作对比
记者发现，尽管可再生能源电力配额，作为一项“约束性”指标而存在，多数地区距离目标却不算遥远，有些省份甚至已经达到了目标要求。
采访中，一位业内专家向记者表示，配额指标的强制性并不如业内预计的那么强硬，尤其是2018年的配额指标，多数地区基本都可以达到。因此，文件的核心应是着力于推动我国电力市场形成有利于可再生能源发展的消纳机制，通过打造可再生能源电力交易市场，为进一步推动我国能源生产和消费革命奠定制度基础。
积极应对：旨在推进能源结构优化
从2016年的“开发利用目标”到2018年定义明确的“电力配额”，可再生能源发展正在得到越来越清晰的政策保障，其市场主体也从单一的“电网企业和其他供电主体”变得更为多元化，将能源变革从消费端向供给侧推进。
“与2016年下发的《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》相比，各省级行政区的配额指标出现了明显调整。”彭澎告诉记者，西部资源禀赋水平较高地区的配额指标均出现了大幅提升。根据国家能源局公布的年度开发投资监测预警结果，2018年，甘肃、新疆、吉林三地为风电红色预警区域，暂停当年风电开发建设。与此同时，甘肃、新疆已第二年被列入光伏红色预警行列，光伏发电项目的新增建设继续停摆。配额制的出台，相信会对这些地区的可再生能源消纳“难题”产生一定缓解。同时，本就大量依靠外部电力输入支撑经济发展的东部沿海地区，为了完成配额指标，也必将对输入电力的能源类别进行着重选择。
为保障各地区按时完成可再生能源电力配额指标，在明确下发配额任务的同时，《配额考核》对未完成要求市场主体的惩罚方法做出了明确规定。
按要求，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将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;对于未完成配额指标的市场主体，将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。同时，对于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，将被列入不良信用记录，由多部门予以联合惩戒。
根据规划、除本地区“自产自销的”可再生能源电力，仅可通过跨省跨区的政府间送受电协议或市场化交易提升可再生能源电力占比，可再生能源电力证书成为重要凭证。在这一情况下，太阳能热发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源行业的“小兄弟”也将迎来新的发展机遇，实现行业新跨越。
与此同时、记者了解到，尽管2018年配额指标的完成对于各地区来说并不算困难，但是平均提升了1个百分点、最高提升6.5个百分点的2020年预期指标，对于各地区来说还是需要通过完善跨省跨区输电通道建设、刺激用电需求增长等多种手段，闷头加把劲。
然而，无论业内是喜是忧，可以预见，我国可再生能源电力行业已盼来快速发展的“机会窗口”，即将推动我国能源生产和消费方式实现重大变革。
