绿色电力证书+配额制行业展望分析报告.docx
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绿色电力证书+配额制行业展望分析报告
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2017年9月
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1.什么是绿证？
绿色电力证书（GreenCertificate），简称绿证，是国家可再生能源信息管理中心依据可再生能源上网电量，通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台，向符合资格的可再生能源发电企业颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。
图1：
绿色证书的产生与交易过程
2017年2月23日，国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《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》，拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购，并将于2018年启动绿色电力配额考核和证书强制约束交易。
图2：
绿证交易流程
国家可再生能源电价附加资金补助目录内的风电（陆上风电）和光伏发电项目（不含分布式光伏项目），可以申请绿证权属资格。
可再生能源发电企业在信息中心网站上填报信息，进行绿证的申领，信息中心对企业申领文件的真实性、准确性进行核实，并按照与电网企业（售电企业或用户）实际结算电量，1MWh（1000kwh）结算电量对应1个绿证，称为绿证的核发。
2017年7月1日，绿证认购平台试运行，可再生能源发电企业可登录交易平台，将已核准的绿证挂牌出售，企业和个人可在平台上购买挂牌绿证并取得绿色电力认购证明。
绿证的交易方式包括单向挂牌和协议转让。
单向挂牌是指用户登录绿证认购平台网站查询挂牌出售的绿证，并通过在线支付方式实现绿证购买。
协议转让是指意向卖方向绿证认购平台提交协议转让交易挂牌申请，意向买方和卖方可以选择在绿证认购平台进行在线支付，也可以自行协商线下进行资金支付。
绿证认购资金通过中国银联T+1结算，直接由买方银行账户转入卖方银行账户。
绿证的价格上限为证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额。
在现行的固定电价补贴制度下，对可再生能源的补贴就是风电、光伏的上网标杆电价和脱硫上网标杆电价之间的差额部分。
由于每个绿证代表1MWh绿电，因此绿证的价格上限可以表示为：
（风电/光伏的上网标杆电价-脱硫上网标杆电价）×1000。
由于各项目并网时间、所处资源区、当地火电价格都有所不同，绿证价格差异也较大。
我们核算了部分项目的绿证挂牌价格上限，发现大部分绿证的挂牌价格即为政策规定的绿证价格上限，也就是在标杆电价体系下的政府补贴金额。
表1：
部分项目绿证价格核算
2.为什么要推行绿证？
2.1.可再生能源补贴缺口逐步扩大
2.1.1.新能源发电扩容，装机量不断提升
经过十年的努力，我国新能源的发展走在了世界前列。
2016年，我国风电、光伏发电新增装机容量分别为2337万千瓦和3454万千瓦，累计装机量16873万千瓦和7742万千瓦。
就风电而言，2015年我国风电新增装机量创新高，达到3075万千瓦，同比增长32.54%，2016年有所放缓，同比下降24%，但仍然高于2014年水平。
风电发电量持续增长，2017年上半年，我国风电发电量1490亿千瓦时，同比增长21%。
图3：
中国风电历年新增装机容量（万千瓦）
图4：
国内风电季度发电量（亿千瓦时）
我国光伏发电发展起步较晚，从2013年开始年度新增装机容量突破1000万千瓦，2016年我国光伏新增装机量又创新高，达到3454万千瓦，2017年上半年，由于630抢装，光伏新增装机2440万千瓦，同比增长9%。
光伏发电量在我国总发电量中占比较小，2017年上半年，全国总发电量29508亿千瓦时，而光伏发电量只有518亿千瓦时，占总发电量的1.76%。
随着我国光伏行业的进一步发展，预计未来几年，光伏行业市场容量将呈现出逐年增长态势。
图5：
中国光伏历年新增装机量（万千瓦）
图6：
全国光伏发电量及占总发电量比重（亿千瓦时）
2.1.2.补贴缺口扩大，标价电价补贴方式难以为继
新能源发电市场规模持续扩大，可再生能源补贴需求不断增加。
我国现阶段对于风电、光电上网仍实行标杆电价模式，国家发改委根据新能源产业技术进步和成本降低情况，逐年调整新能源标杆上网电价政策。
根据国务院办公厅发布的《能源发展战略行动计划（2014-2020）》，要求风电、光伏电价2020年实现平价上网，合理引导新能源投资，促进光伏发电和风力发电产业健康有序发展。
表2：
我国风电、光电上网标杆电价
我国目前主要以征收可再生能源发展基金的形式对新能源进行补贴，这笔基金来源于两部分，主要是可再生能源电价附加和少部分财政公共预算。
对于可再生能源电价附加的征收标准，我国目前共经历了5次调整。
根据财政部、国家发改委发布的《关于提高可再生能源发展基金征收标准等有关问题的通知》，从2016年1月1日起，将可再生能源电价附加增加至1.9分/千瓦时，相比上一次2013年9月1日规定的1.5分/千瓦时，上涨了26.7%。
同时，通知》还强调，要切实加强企业自备电厂等基金征收管理，各地不得擅自减免或缓征。
图7：
中国可再生能源电价附加（元/kwh）
自备电厂大量拖欠可再生能源电价附加，导致新能源补贴缺口难以补齐。
理论上我国每年可征收的可再生能源发展基金超过900亿元，但是实际征收的额度远小于理论上的征收额度，导致我国可再生能源发展基金一直面临着较大的缺口。
这使得我国原有的标杆电价补贴方式（标杆电价-市场平价=补贴额）难以继续维持下去。
根据国家发改委能源研究所的反推数据，“十二五”期间自备电厂拖欠的可再生能源电价附加约为400亿元。
据测算，2016年可再生能源需要补贴的金额合计达到824亿元，当前缺口预计超过600亿元，且随着新能源并网容量的逐年扩大，可再生能源基金的缺口会越来越大，巨大的缺口也是限制我国新能源发展的重要因素。
表3：
可再生能源补贴测算
2.2.我国新能源发展目标宏伟，现实困难重重
2.2.1.可再生能源发展“十三五”规划表决心
国家发改委在《可再生能源发展“十三五”规划》中明确提出，要在2020、2030年实现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，进一步促进可再生能源开发利用，加快对化石能源的替代进程，改善可再生能源经济性。
具体目标指标包括：
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%。
其中，到2020年，实现并网风电利用规模达到21000万千瓦，年发电量4200亿千瓦时，光伏发电利用规模达到10500万千瓦，年发电量1245亿千瓦时。
表4：
可再生能源发展“十三五”规划
目前，风电、光伏发电等可再生能源的发电成本相对于传统化石能源仍偏高，可再生能源的发展对于政策补贴的依赖程度较高。
为了响应国家号召，大力扶持新能源发展，以实现“十三五”规划对于非化石能源消费比重目标和可再生能源开发利用目标的要求，促进技术进步和建立良好的市场竞争机制的方式进一步降低成本，建立全国统一的可再生能源绿色证书交易机制，有助于降低可再生能源电力的财政资金补贴强度，进一步完善新能源电力的补贴机制。
2.2.2.弃风弃光现象持续恶化，新能源发展面临瓶颈
从现实情况来看，我国新能源的发展并不乐观。
一方面，国家支持鼓励发展新能源电力，积极调整能源结构；另一方面，新能源发电领域却存在大量弃风、弃光现象，并且在最近几年有上升的趋势。
风电领域“弃风”问题由来已久。
根据国家能源局的统计数据，全国弃风电量从2015年的339亿千瓦时，增加到2016年的497亿千瓦时，弃风率上升至17.1%。
在过去的2016年，弃风现象主要发生在新疆、甘肃、内蒙古等地区，其中新疆地区2016年弃风率达到38.37%，甘肃地区甚至达到43.11%。
图8：
全国平均弃风率
图9：
全国风电季度平均利用小时数
近年来，弃光问题也日益突出。
根据西北能源局公布的统计数据，2016年我国西北区域新能源弃风、弃光现象较为严重，合计弃风率和弃光率分别达到了33.34%和19.81%，造成了大量的资源浪费和经济损失。
其中，新疆和甘肃地区问题尤为突出。
2016年，新疆地区累计弃光量31.08亿千瓦时，弃光率达到32.23%，甘肃地区累计弃光量25.78亿千瓦时，弃光率30.45%。
表5：
2016年西北区域新能源弃风、弃光情况
我们认为，我国现阶段弃风、弃光现象严重的原因主要有以下三个方面：
首先，现有的电力运行机制不能完全适应可再生能源的规模化发展需求。
以传统能源为主的电力系统尚不能完全满足风电、光伏发电等波动性可再生能源的并网运行要求，风电、光伏的大规模并网仍存在技术障碍。
其次，局部电网送出能力和变电容量不足。
风电、光伏电站与输电通道的建设周期不匹配，再加上跨省跨区消纳受限，新能源富集地区不同程度地存在着跨省、跨区通道能力不足的问题，成为制约新能源消纳的刚性约束。
最后，新能源分布较为集中，市场化机制缺失，电网调峰能力不足是影响新能源消纳的直接原因。
目前，我国电力系统由包括风电、光伏等新能源在内的各类电源、电网和用户等多个主体构成，电力行业的规划制订和电价核定等由政府主导。
在这种体系下，电网调度为了争取更多接纳新能源，只能在计划框架下局部优化，可调整的空间很小。
绿证作为一种定额的补贴方式，赋予风电、光伏发电企业主动管理现金流的权利。
绿证由国家向风电、光伏发电企业核准发放，再由发电企业向下游购电方出售，从而直接获得现金流入以改善风电、光伏发电企业的现金流情况。
实行绿证的补贴方式有助于风电、光伏发电企业平稳渡过瓶颈期，减少新能源企业的投资风险，激发新能源的投资热情，以顺利完成国家“十三五”规划的可再生能源消费和利用目标。
3.国外绿证执行情况？
“配额制+自愿认购”的绿证交易模式逐渐成为国际通行办法。
2001年荷兰率先开展绿证交易，随后美国、日本、英国、法国、瑞典等20多个国家均实行了绿证交易。
绿证交易制度通常是可再生能源配额制的配套政策。
例如，在英国、澳大利亚等国家和美国的部分州，售电企业需要遵照可再生能源配额制的规定，在销售电量的同时购买一定比例的绿证，绿证不足部分则需要缴纳罚款（也称为买断费用）。
与可再生能源配额义务相配套的绿证交易称为强制配额交易。
此外，任何企业和社会公众也可以自愿认购绿证，作为消费绿色电力、支持绿色电力发展的证明，即绿证自愿认购。
图10：
全球实施配额制或固定电价制度的国家或地区
3.1.美国依托“追踪系统”，完善绿证交易机制
目前，美国有29个州和华盛顿特区及2个附属地区实施强制配额政策，另外8个州和2个附属地区设定了可再生能源配额目标，美国的绿色电力政策主要有以下特点：
“追踪系统”成为绿证交易机制核心。
美国配额制履责主体（通常是售电公司）的责任核查、计量以可再生能源证书（RenewableEnergyCertificates,RECs，以下简称证书）形式实现。
每兆瓦时可再生能源电力的产生，即同时生成一个证书。
证书在发电公司和售电公司之间交易。
可再生能源电力被终端用户消费掉后，证书则留在售电公司，用以被核查。
满足配额要求的多余证书，仍可在售电企业之间通过电网进行交易。
电网间建立的“追踪系统”贯穿可再生能源电力和绿色证书生产、交易、销售等环节的始终，负责计量和监测。
通过制定严格惩罚机制，加强“配额制”的“强制”属性。
通常各州的公共事业管理局负责考核和监管配额指标的完成情况。
如德克萨斯州公用事业监管法及具体细则规定，对未完成配额义务的履责主体处以50美元/兆瓦时（约合0.32元/千瓦时）或在义务期内绿色证书交易平均价格200%的罚款。
通常允许责任主体选择价格较低的处罚措施，但处罚措施要远远大于履行义务的成本。
培育自愿认购市场，国民消费绿证成趋势。
美国有着良好的清洁能源公众教育，自愿认购市场非常繁荣。
企业通过自愿认购将销售门店、办公用电、组装工厂等所需的电量，全部购买为可再生能源发电，既体现了企业强烈的社会责任意识，又是很好的营销宣传手段。
例如，苹果公司在2016年初，宣称其通过自愿认购绿色证书，实现了全球93%的设施用电为绿色电力。
图11：
美国风电历年新增装机容量
图12：
美国光伏历年新增装机容量
3.2.墨西哥师法美国“追踪系统”，清洁能源证书囊括最多能源种类
墨西哥是拉美第二大经济体、世界第五大石油生产国，为了应对国际能源版图变革带来的外忧内困，推进能源、电力市场化进程，推动能源结构调整，墨西哥自2013年开始了能源改革。
改革的核心是通过引入电力竞拍、清洁能源证书等市场化手段，打破能源垄断，降低能源价格，扭转石油颓势对经济发展造成的负面影响。
墨西哥的绿色证书交易系统称为清洁能源证书系统CEL（CleanEnergyCertificates）。
为了摆脱对石油的依赖，实现减排目标，墨西哥将包括联合循环、核电、氢燃烧发电等17种技术均纳入了清洁能源技术的核查范围，且1MWh电量等于1个证书。
与美国可再生能源证书的系统相似，墨西哥也通过“追踪系统”核定和追踪清洁能源电力的生产交易及证书交易。
证书由墨西哥能源监管委员会（CRE）核发，仅适用于2014年8月12日之后并网的清洁能源项目，存量项目不发放证书。
证书系统同样包含惩罚措施。
墨西哥强制配额目标的责任主体是：
非清洁能源发电企业、未签订电力互联协议的自发自用电企业以及高耗能用电企业。
若企业未达到配额目标会受到罚款，且需继续完成配额比例目标。
清洁能源证书的交易形式类似于新增化石能源电力发电权，证书交易在发电企业之间进行。
根据配额指标，形成绿证动态价格机制。
为达成能源结构调整的目标，墨西哥能源部（SENER）规划了清洁能源发电量占总发电量的比重到2018年达到25%、2021年达到30%、2024年达到35%、2036年达到45%、2050年达到60%的分阶段目标。
并通过发、用电量预测，计算出清洁能源证书的年度增量，此增量即是能源监管委员会计算证书价格的主要依据。
图13：
墨西哥清洁能源发电量占比目标
图14：
墨西哥风电历年新增装机容量
图15：
墨西哥光伏历年新增装机容量
成立独立监管部门避免垄断，以发电企业为责任主体消除成本外部性。
由于电力市场化程度不同、供求关系不同，同样基于美国的“追踪系统”思路设计下的墨西哥清洁能源证书交易系统因地制宜地调整了履责主体、清洁能源的定义范围、证书交易的平台机构以及配额制的监管部门。
墨西哥电力垄断严重，政府在设计清洁能源证书交易系统时，并没有交给电网直接运行，而是依托了墨西哥能源监管委员会所属的平台单独管理，避免了垄断环节的信息不透明等造成的监管困难。
此外，墨西哥电力供应不足的市场结构，容易使清洁能源在发展初期造成电价的快速升高，且与传统能源在不计算外部成本时相比，成本差距明显。
为此，墨西哥以发电企业作为配额考核的主体，从而将外部成本内部化，用非完全市场的手段，解决了非完全市场的问题。
3.3.荷兰通过创建绿色标签系统，将“配额制+自愿认购”有机结合
荷兰通过创建绿色标签系统，将“配额制+自愿认购”有机地结合，为可再生能源电力的发展提供了强劲的动力。
经过十几年的探索和实践，荷兰形成了相当健全和严谨的绿色证书体系，把本国可再生能源的生产和销售做得产销两旺。
建立独立的认证体系。
早在1997年，荷兰电力公司之间就自发建立了一个绿色证书交易系统，它提倡用户自愿购买该系统认证的高价绿电。
2001年7月荷兰政府与能源公司行业协会创建了绿色标签颁发系统，它由中央登记数据库，中央监督机构和发证机关组成，同时能源公司与政府部门达成协议，除了绿电销售外，荷兰所有的能源公司都必须承诺达到一定的可再生能源发电配额指标。
建立良好的信任机制，使得证书流通范围不仅仅局限于国内。
自2004年荷兰甚至欧洲都承认绿色标签颁发系统给予的认证，该绿色证书为电力各方提供保证绿电来源的证明。
标注来源证明的绿色证书以电子形式签发，成为荷兰生产绿电的唯一有效凭证，可以在整个欧盟范围内进行交易，其价格透明且亲民，被市场广泛接受。
通过登记、发放、转让和注销一条龙服务，绿色证书打通电力生产、交易、购买和使用各个环节。
当绿色证书为最终消费者所购买后，它将从中央数据库注销，以保证不再被重复销售。
绿色证书使得绿电的物理属性与其环境效益分开，并使得绿电无须物理连接和交换便可以实现快速交易。
凭借国民强烈环保意识，绿证消费供不应求。
荷兰大型企业用户依法强制购买绿电指标达到全国绿电使用的25%左右，而作为家庭的广大消费者成为75%左右的主力。
这跟绿电推广十多年来，对荷兰消费者的消费习惯培养有关，也跟荷兰人民的环保意识分不开。
过去几年，荷兰绿色证书不断突破记录，无论家庭还是企事业用户都更在意电力的来源以及电力消耗对生活环境的影响，甚至2015年被注销的绿色证书超往年的12.5%，导致本地产生的绿电指标不够，需要从挪威购买水电的绿色证书填补。
图16：
荷兰风电历年新增装机容量
图17：
荷兰光伏历年新增装机容量
3.4.对我国绿证制度的启示
综合上述三个典型国家的发展经验，绿色电力证书交易机制协助配额制实现了目标引导的落实、监测和评价，使可再生能源支持性政策从价格推动转向了需求拉动，用市场化手段代替了政府管制对资源的配臵。
同时，市场化的激励、惩罚机制使得绿色电力证书交割清晰、收益明确，避免了固定补贴的征收、缴纳、发放等冗长的环节，以及补贴资金拖欠的风险。
表6：
各国绿色电力证书交易机制对比表
4.绿证+配额制能否取代补贴？
4.1.绿证的意义
从供给端看，绿证出现的直接原因是可再生能源补贴的资金缺口，缩短企业资金回款周期，缓解国家补贴压力是其应有之意。
从消费端看，绿证传递了使用可再生能源的社会意识，有利于提升可再生能源的消纳能力。
填补补贴资金缺口，缩短可再生能源发电企业回款周期。
在现行的可再生能源发展基金制度下，由电网代财政部向用户征收可再生能源电价附加，财政部门及时向电网企业拨付可再生能源电价附加补助资金，再由电网企业根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费。
而在绿证运行模式下，可再生能源发电企业将绿证直接出售给消费者，实现现金流的快速回收。
图18：
补贴运行模式
图19：
绿证运行模式
缓解国家补贴压力，释放资金重点扶持产业化初期项目。
目前陆上风电和光伏地面站发展相对比较成熟，技术进步比较明显，经济性更高，价格优势更明显，消费者购买意愿更强烈。
而处于产业化初期的海上风电、光热发电、生物质能发电等产业，技术相对不成熟，生产成本较高，需要较大力度的政策扶持。
引入绿证可以充分发挥市场在资源配臵中的决定性作用，由消费者承担成本最低的清洁能源，释放部分被锁定的补贴资金，将有限的可再生能源电价附加资金用到新的、需要补贴强度更大的产业中。
引导绿色消费观念，促进可再生能源发展。
推动绿色电力消费是从长远角度构建可持续发展所需清洁低碳能源的需要。
鼓励绿色电力消费，将充分调动消费者积极性，使得能源结构转型由生产侧向消费侧推进。
绿证与现行补贴制度的有机结合，有望促进清洁能源的消纳，扩大清洁能源的规模，缓解电站投资商的现金流压力，进一步促进可再生能源发电成本下降。
4.2.自愿认购阶段绿证是对财政补贴的补充
自愿认购绿证更像是一次政策试水，寄希望于自愿认购市场短时间内替代补贴是不现实的。
2017年7月1日绿证认购平台启动以来，市场交易总体较为清淡，政府补贴依旧处于主导地位。
低核准、低挂牌，政策仍在试水阶段。
2017年6月12日首批绿证核发，截至2017年8月1日，已累计核发绿证5,319,387个，对应电量53亿度，其中，风电绿证518万个，仅占2016年风电发电量的2.1%，光伏绿证14万个，仅占2016年光伏发电量的0.2%。
就发电企业而言，也仍处于观望的状态，在绿证认购平台上挂牌出售216万个，仅占核发量的41%，部分省份虽有核发但并未挂牌出售。
图20：
各省风电绿证核发量与挂牌量（万个）
图21：
各省光伏绿证核发量与挂牌量（万个）
自愿认购动力不足，市场交易冷清。
截至2017年7月31日，共有1257个企业或个人参与认购，共计6834个绿证达成交易。
总体来看，风电绿证交易量大于光伏绿证交易量，风电绿证成交6735个，成交均价149.3元/个，光伏绿证成交99个，成交均价663.4元/个。
两者均在交易初期吸引了大量成交，其后市场氛围慢慢变清淡。
从资金回笼角度看，风电绿证出售总计成交100.6万元，光伏绿证出售总计成交6.57万元。
平均每天3.5万元的绿证收入，对于已经达到800多亿的年度补贴需求来说是杯水车薪，仅靠自愿认购绿证产生的资金无法取代补贴。
图22：
风电绿证每日成交量与每日平均成交价
图23：
光伏绿证每日成交量与每日平均成交价
未出售绿电依旧享受补贴。
国家对于可再生能源发电企业的补贴依然在执行，绿证出售后所对应的绿电将从补贴中进行核减。
未申领绿证、申领绿证未挂牌出售或协议转让、以及挂牌出售未售时，企业仍可继续享受国家可再生能源电价附加资金补贴。
企业出售绿证的行为，不影响其他已经上网的电量和未来的上网电量继续享受国家可再生能源电价附加资金补贴的权利。
4.3.未来绿证+配额制模式有望取代补贴
自愿认购绿证是基于企业和消费者社会责任感的自发行为，在绿证购买体系中，仅靠自愿购买难以覆盖补贴所需资金，也无法缓解当前弃风弃光现象，因此需要考虑实施更为强有力的措施。
《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》中明确，将根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。
4.3.1.配额制的运作模式设想
可再生能源总量目标。
配额制的实施是为了实现可再生能源总量目标，一般可以考虑以全国总的可再生能源发电容量占总的发电容量的比例为目标、以全国总的可再生能源的新增发电容量增长率为目标、以不同地区的可再生能源发电量占总电力消费的比例为目标等。
2016年《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》明确指出，到2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上且全国非水可再生能源电力消纳比重须达到9%以上，同时对各省非水可再生能源的消纳比重给出了具体的量化指标。
图24：
2020年各省全社会用电量中非水可再生能源电力消纳量比重指标
立法为基础，将行政手段与市场手段有机结合。
在强制要求配额义务承担者履行开发和利用可再生能源的责任的同时，也需要注意发挥市场配臵资源的作用，将可再生能源发电的物理输配与资本的市场配臵相结合，以成本最优的办法解决可再生能源发展的主要问题，实现可再生能源的规模化发展。
强制性配额市场和自愿认购市场共存。
强制性市场是由于国家对可再生能源的政策决定所产生的市场，其规模随着配额制目标的增加而增加。
自愿市场主要面向电力用户，允许用户自愿购买绿色电力，而不是依靠政策强制要求，其规模取决于电力用户消费偏好。
在强制性市场中，对未履行责任者进行惩罚，而在自愿市场中，对积极认购者进行鼓励。
图25：
绿证+配额制系统框架
4.3.2.配额制中主体责任设计
在配额制的设计中，可以考虑将发电企业、电网企业、地方政府作为承担配额义务的主体。
发电企业承担配额义务。
发电企业根据地方政府的要求，积极投资可再生能源电力或购买绿证。
电网公司承担配额义务。
电网企业按政府的要求，对服务区域内可再生能源电力和非可再生能源电力进行合理配臵，履行接入和输送可再生能源电力义务。
地方政府承担配额义务。
地方政府对可再生能源电力配额进行管理，制定本行政区域可再生能源电力配额实施工作方案，督促本行政区域内省级电网企业和发电企业协调完成本地区可再生能源电力配额。
图26：
配额制中相关主体承担责任
4.3.3.绿证+配额制为补贴退出提供了可能
配额制可以极大地激发
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