近日，國家發(fā)改委、財政部、能源部三部門聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知》，擬在全國范圍內(nèi)試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)和自愿認購。我們認為，現(xiàn)階段綠證或能解決部分存量電站由于補貼拖欠引起的現(xiàn)金流緊張問題，但長遠來看，綠證的實施意在為新能源補貼機制改革拉起序幕，未來將開啟新能源補貼改革的新時代。
政策梳理(可再生能源目標、配額制、綠證)
綠證的背后是可再生能源補貼機制改革
一直以來，可再生能源的發(fā)展面臨兩座大山：補貼拖延和限電。我國的陸上風電和光伏電站實行的是標桿電價政策。風電和光伏的運營商將項目產(chǎn)生的電力出售給電網(wǎng)，由電網(wǎng)按當?shù)孛摿蛎弘妰r支付，標桿電價減去脫硫煤電價的部分為國家補貼部分，由國家可再生能源基金通過電網(wǎng)企業(yè)轉(zhuǎn)付。由于原先的可再生能源附加征收不力(大量的自備電廠無法征收)以及“先省內(nèi)平衡再全國平衡”的做法帶來的效率下降，以及當前的“降成本”政策環(huán)境下導致可再生能源附加上調(diào)的可能性極小，可再生能源補貼長期處于發(fā)放拖延及缺口巨大的狀態(tài)。另外，標桿電價的制定過程的存在多方利益的激烈博弈，標桿電價制定的難度較大。例如2017年光伏的標桿電價經(jīng)歷了數(shù)輪的調(diào)整，最終才確定為Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ類資源區(qū)分別為0.65/0.75/0.85元/kWh。另一方面，新能源特別是光伏的度電成本在不斷降低，相應的補貼也應逐漸減少，這又增加了核定標桿電價的難度。
隨著電改的不斷推進，未來新能源參與電力交易將是主流，而相應的補貼方式也要逐漸市場化。本次政策中，便規(guī)定“風電、光伏發(fā)電企業(yè)出售可再生能源綠色電力證書后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼”。未來將是綠證或者國家補貼二選一，直到最后徹底取消增量電站項目的國家補貼，企業(yè)僅可通過出售綠證獲得額外收益。
這也會造成的未來新能源投資測算難度增大，現(xiàn)階段標桿電價模式下，將全生命周期內(nèi)的發(fā)電收入產(chǎn)生的現(xiàn)金流折現(xiàn)后即可測算投資收益，而未來如果切換到“市場化交易電價+綠證收入”模式，則市場化交易電價和綠證收入皆為市場化定價。未來新能源發(fā)電項目可能走美國“PPA”模式，在投資前預先簽訂一個長期售電協(xié)議(一般10-20年)從而保證投資收益穩(wěn)定。但PPA模式在中國面臨的問題包括電力過剩的大環(huán)境造成用電企業(yè)簽署長期購電協(xié)議的意愿不高，以及中國企業(yè)普遍生命周期較短給電站投資收益帶來不確定性。
總的來說，補貼模式的改革是有積極意義的。通過這樣的補貼模式改革，將原先由國家歸集并支付的補貼改為電力消費者直接向可再生能源企業(yè)支付，并通過非水可再生能源配額的方式將部分補貼成本轉(zhuǎn)嫁到其他電力企業(yè)身上。在短期內(nèi)綠色可再生能源成本高于傳統(tǒng)能源(比如火電)的情況下，發(fā)展綠色能源是需要成本的。任何模式下，這種成本最終都是轉(zhuǎn)嫁到消費者身上。以前的標桿電價補貼模式存在的諸多問題，包括可再生能源基金缺口以及補貼發(fā)放拖延。通過綠證制度的實行，未來補貼將直接由電力的生產(chǎn)者(煤電企業(yè)等)和電力消費者支付給可再生能源企業(yè)(風電、光伏運營商)，而煤電企業(yè)通過新建可再生能源項目或者直接購買綠證來達到配額，這部分成本最終也是轉(zhuǎn)嫁到電力消費者身上。在新的補貼模式下，補貼將通過綠證方式直接由電力消費者向可再生能源生產(chǎn)者支付或者通過煤電企業(yè)實現(xiàn)間接支付。
因此，我們認為本次綠證制度的深遠意義在于新能源補貼模式改革，而非建立一個自由交易、高流動性的綠證交易市場(在全國范圍內(nèi)的電力交易市場建立之前，這也是不現(xiàn)實的)。這也是為什么目前的綠證僅包括陸上風電和光伏電站，而且綠證一經(jīng)認購不得再次出售的原因。
未來綠色電力證書的參與主體
本次的政策文件中沒有強制義務，目前與綠證相關(guān)的強制義務僅限于《關(guān)于建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度的指導意見》中規(guī)定的2020年“各發(fā)電企業(yè)非水電可再生能源發(fā)電量應達到全部發(fā)電量的9%以上”及各省(自治區(qū)、直轄市)全社會用電量中非水電可再生能源電力消納量比重指標和《關(guān)于征求建立燃煤火電機組非水可再生能源發(fā)電配額考核制度有關(guān)要求通知意見的函》中規(guī)定的“2020年各燃煤發(fā)電企業(yè)(含自備電廠)承擔的非水可再生能源發(fā)電量配額與火電發(fā)電量的比重達到15%以上”。
未來的綠證自愿認購體系下的購買者將主要為各類電力用戶：“鼓勵各級政府機關(guān)、企事業(yè)單位、社會機構(gòu)和個人在全國綠色電力證書核發(fā)和認購平臺上自愿認購綠色電力證書，作為消費綠色電力的證明”。
但僅靠自愿購買無法形成大量的市場需求，僅有例如蘋果、寶馬這樣的企業(yè)出于企業(yè)社會責任宣傳的需要，通過購買綠證達到100%清潔能源使用比例的目標。初期的綠證購買者還是會以受配額制約束的各發(fā)電企業(yè)(特別是燃煤電廠)為主。“根據(jù)市場認購情況，自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易”，屆時市場的參與主體將同時覆蓋發(fā)電企業(yè)和電力用戶。
“試行為陸上風電、光伏發(fā)電企業(yè)(不含分布式光伏發(fā)電，以下同)所生產(chǎn)的可再生能源發(fā)電量發(fā)放綠色電力證書”?，F(xiàn)階段綠證的出售者為陸上風電和光伏發(fā)電企業(yè)(不含分布式光伏發(fā)電)。
對于分布式光伏的影響
依照以上的政策表述，分布式光伏不能獲得綠證的。但這里分布式光伏的定義有待商榷，到底是僅為“自發(fā)自用余電上網(wǎng)”分布式光伏，還是也包括“全額上網(wǎng)”分布式光伏，因為“全額上網(wǎng)”分布式光伏的補貼方式與光伏電站一致。
綠證與碳排放：并行還是二選一?
這個應該是并行的。2016年2月底能源局發(fā)布的《國家能源局關(guān)于建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度的指導意見》中提到：“鼓勵可再生能源電力綠色證書持有人按照相關(guān)規(guī)定參與碳減排交易和節(jié)能量交易”，不僅是碳排放，連節(jié)能量交易也是可以進行的。因此未來綠證的價格中還會包含潛在的碳減排交易和節(jié)能量交易的價值。
綠證價格
前面說過，本次政策的目的不是建立一個公開的綠證交易市場，綠證一經(jīng)認購不得再次出售，因此未來綠證將沒有活躍的二級市場價格。而本次文件中也規(guī)定：“認購價格按照不高于證書對應電量的可再生能源電價附加資金補貼金額由買賣雙方自行協(xié)商或者通過競價確定認購價格”。
此次的綠證政策，短期內(nèi)是解決新能源運營商(風電和光伏電站)因補貼拖延而現(xiàn)金流短缺的困境，長期目的是補貼模式改革。對于新能源來說，未來補貼模式下，電力交易價格將取代脫硫煤價格，而綠證價格將取代“標桿電價-脫硫煤價格”的原本由可再生能源基金支付的補貼部分,因此綠證價格必將低于“標桿電價-脫硫煤價格”。
由于綠證不能多次交易，因此短期內(nèi)只有少部分運營商由于補貼拖延產(chǎn)生資金壓力，會放棄部分補貼轉(zhuǎn)而出售綠證獲得收益,而購買者方面，由于僅為自愿購買，對于電力用戶吸引力不高，且對于發(fā)電企業(yè)配額制考核尚未完善也會導致其購買綠證的動力較弱，因此初期的綠證市場交投會較為冷清。2018年以后，隨著可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易，以及可能發(fā)生的補貼模式變化，屆時綠證市場的交易會活躍起來。并且隨著電改的不斷推進，到時一個更活躍的、可多次交易的綠證市場也未可知。
