索比光伏网讯:近日，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》，为引导全社会绿色消费，促进清洁能源消纳利用，进一步完善风电、光伏发电的补贴机制，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，并制定了《绿色电力证书核发及自愿认购规则(试行)》。
《通知》为新能源企业带来了好消息。绿证核发与上网电量挂钩，只要绿证能找到买家，风电、光伏企业就可以依托上网电量，从市场途径迅速补充资金。长期被拖欠的补贴终于有了眉目，但笔者认为，绿证体系作为国际上广泛应用的鼓励可再生能源产业发展的手段，其作用不能仅仅局限于缓解财政压力。应充分激发绿证交易各方活力，统筹协调各项改革措施，让绿证体系推进与能源结构调整相结合，才能真正推动我国电力行业朝清洁、绿色、可持续发展。
新能源电量比例仍低
根据《通知》，绿证的自愿认购阶段将于今年7月1日起正式开始，但对于火电企业，购买绿证并不是新创造的需求。2016年2月，国家能源局公布的《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》提出，到2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。此后，2016年4月22日，国家能源局下发《关于征求建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求通知意见的函》，提出到2020年，各燃煤发电企业承担的非水可再生能源发电量配额与火电发电量的比重应达到15%以上。
从9%到15%，较高的配额引起了火电企业的强烈不满，该考核制度至今仍未出台正式稿。但根据“十三五”规划相关内容，到2020年我国非化石能源占一次能源消费比重应达到15%。电力行业距离这一目标到底还有多远？
五大发电集团作为发电领域的龙头企业，经过近年来不断优化电源结构，清洁能源比例快速提升。截至2016年底，五大发电清洁能源装机比例达29%至43%不等，并仍在持续提高。但根据统计，排除水电容量后，华能、大唐、华电非水可再生能源装机占比仅为10.82%、11.08%和10.19%。国电与国家电投则因分别拥有世界最大的风电与光伏装机容量，其非水可再生能源装机分别占比达到18.71%与16.64%。
不仅如此，近年来，“弃风”“弃光”等问题频繁发生。甘肃、新疆、吉林、内蒙古等地风力资源丰富，但根据国家能源局统计，上述四地2016年弃风率分别高达43%、38%、30%和21%。在消纳问题没有得到有效解决的现状下，风电、光伏实际上网电量占比相较容量占比将会更低，距离“15%”仍有较大差距。
电力行业提高新能源发电占比是必然趋势。虽然燃煤发电行业节能环保改造成效显著，但目前碳捕集技术无法大规模商业利用，燃煤带来的碳排放是火电企业无法解决的问题。碳排放与碳减排的矛盾下，绿证的市场空间得到保证。尽管不情愿，火电企业未来或许只能接受可再生能源配额制度。
火电配额制：“买”还是“建”
火电企业电量要达到配额要求，可以通过自建风电、光伏电源的方式自行生产非水可再生能源，或者直接购买绿证来为自己的企业贴上“绿色标签”。如果配额制必须执行，结合目前电力供需形势，笔者认为购买绿证是火电企业短期内更为划算的方式，但扩大清洁电源装机规模的发展趋势不会变。
近年来，各大发电企业开始纷纷放缓煤电项目建设，开始加大可再生能源投资力度，国内大部分优质风、光资源地区均已布满风机与光伏板。相比之下，新投产项目往往需面临更加恶劣的生产、外送条件，以及更高的开发利用成本。另一方面，这些占据了优质资源地带的电源仍存在严重的弃能源现象，新建项目带来的规模扩大未必能很好地体现在电量上。尽管风电、光伏等新能源具有边际成本低、投资灵活等特点，随着规模的扩张与优质资源地块的减少，新建项目的投资风险也会有所增加。
相较之下，直接购买绿证可以有效避免“建了机组发不出电”的尴尬，保证火电企业达到配额要求，同时也规避了相应投资风险。但《自愿认购规则》中提出绿证经认购后不得再次出售，对于购买了绿证的火电企业而言，即便未来企业通过调整电源结构提高了自身新能源上网电量，先前的绿证也无法二次流转。这一规定或许将使得企业在自愿认购期的认购热情消减，激励可再生能源发展更是无从谈起。
《通知》提出，根据市场自愿认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿证强制约束交易。而经过分析，绿证交易的动力离不开配额考核，不能二次交易则意味着没有实际上的市场，自愿认购期的绿证交易总量并不乐观。
绿色发电需标本兼治
如果将绿证体系孤立出来看待，新能源企业得到快速获得补贴资金的路径，国家财政压力相应减轻，让人有“头痛医头，脚痛医脚”之感。单纯把买单的责任转嫁给企业甚至消费者，并不能实质上帮助完成电力结构转型。绿证体系必须配套考核机制与监督机制，并与电力市场改革相结合，形成绿证交易市场，才能有效疏导新能源产业内外矛盾，从根本上解决问题。
可再生能源消纳难是目前电力结构转型面临的主要问题之一，绿证体系推出后，可以用强制考核的方式促进电网企业、发电企业提高绿色电量比例，可以提高绿色电力在社会、消费者中的认可度，从需求和供给两侧推进相关基础设施与政策法规的完善。趋于完善的市场环境又可以反过来促进绿证市场的形成，并最终使得绿证可以自由交易。
此外，相关监管部门应做好监督检查工作。应防止绿证交易中出现违规行为，并加强对交易双方的监督力度，出售绿证方不得用绿证对应部分电量骗取补贴，配额考核方要明确考核指标与处罚标准，避免出现类似“宁交罚款也不达标排放”的情况，用严格的监管保证制度落实。
从自愿到强制、从试点到推广，电力行业推广电量交易、超低排放改造等均经历了这一过程，绿证在电力行业的推行也是如此。短期内，绿证可以修补新能源企业资金链，解燃眉之急；长期来看，则需要国家统筹包括绿证在内的各项改革措施，剥茧抽丝，才能真正推动我国电力生产与消费结构转型。
《通知》为新能源企业带来了好消息。绿证核发与上网电量挂钩，只要绿证能找到买家，风电、光伏企业就可以依托上网电量，从市场途径迅速补充资金。长期被拖欠的补贴终于有了眉目，但笔者认为，绿证体系作为国际上广泛应用的鼓励可再生能源产业发展的手段，其作用不能仅仅局限于缓解财政压力。应充分激发绿证交易各方活力，统筹协调各项改革措施，让绿证体系推进与能源结构调整相结合，才能真正推动我国电力行业朝清洁、绿色、可持续发展。
新能源电量比例仍低
根据《通知》，绿证的自愿认购阶段将于今年7月1日起正式开始，但对于火电企业，购买绿证并不是新创造的需求。2016年2月，国家能源局公布的《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》提出，到2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。此后，2016年4月22日，国家能源局下发《关于征求建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求通知意见的函》，提出到2020年，各燃煤发电企业承担的非水可再生能源发电量配额与火电发电量的比重应达到15%以上。
从9%到15%，较高的配额引起了火电企业的强烈不满，该考核制度至今仍未出台正式稿。但根据“十三五”规划相关内容，到2020年我国非化石能源占一次能源消费比重应达到15%。电力行业距离这一目标到底还有多远？
五大发电集团作为发电领域的龙头企业，经过近年来不断优化电源结构，清洁能源比例快速提升。截至2016年底，五大发电清洁能源装机比例达29%至43%不等，并仍在持续提高。但根据统计，排除水电容量后，华能、大唐、华电非水可再生能源装机占比仅为10.82%、11.08%和10.19%。国电与国家电投则因分别拥有世界最大的风电与光伏装机容量，其非水可再生能源装机分别占比达到18.71%与16.64%。
不仅如此，近年来，“弃风”“弃光”等问题频繁发生。甘肃、新疆、吉林、内蒙古等地风力资源丰富，但根据国家能源局统计，上述四地2016年弃风率分别高达43%、38%、30%和21%。在消纳问题没有得到有效解决的现状下，风电、光伏实际上网电量占比相较容量占比将会更低，距离“15%”仍有较大差距。
电力行业提高新能源发电占比是必然趋势。虽然燃煤发电行业节能环保改造成效显著，但目前碳捕集技术无法大规模商业利用，燃煤带来的碳排放是火电企业无法解决的问题。碳排放与碳减排的矛盾下，绿证的市场空间得到保证。尽管不情愿，火电企业未来或许只能接受可再生能源配额制度。
火电配额制：“买”还是“建”
火电企业电量要达到配额要求，可以通过自建风电、光伏电源的方式自行生产非水可再生能源，或者直接购买绿证来为自己的企业贴上“绿色标签”。如果配额制必须执行，结合目前电力供需形势，笔者认为购买绿证是火电企业短期内更为划算的方式，但扩大清洁电源装机规模的发展趋势不会变。
近年来，各大发电企业开始纷纷放缓煤电项目建设，开始加大可再生能源投资力度，国内大部分优质风、光资源地区均已布满风机与光伏板。相比之下，新投产项目往往需面临更加恶劣的生产、外送条件，以及更高的开发利用成本。另一方面，这些占据了优质资源地带的电源仍存在严重的弃能源现象，新建项目带来的规模扩大未必能很好地体现在电量上。尽管风电、光伏等新能源具有边际成本低、投资灵活等特点，随着规模的扩张与优质资源地块的减少，新建项目的投资风险也会有所增加。
相较之下，直接购买绿证可以有效避免“建了机组发不出电”的尴尬，保证火电企业达到配额要求，同时也规避了相应投资风险。但《自愿认购规则》中提出绿证经认购后不得再次出售，对于购买了绿证的火电企业而言，即便未来企业通过调整电源结构提高了自身新能源上网电量，先前的绿证也无法二次流转。这一规定或许将使得企业在自愿认购期的认购热情消减，激励可再生能源发展更是无从谈起。
《通知》提出，根据市场自愿认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿证强制约束交易。而经过分析，绿证交易的动力离不开配额考核，不能二次交易则意味着没有实际上的市场，自愿认购期的绿证交易总量并不乐观。
绿色发电需标本兼治
如果将绿证体系孤立出来看待，新能源企业得到快速获得补贴资金的路径，国家财政压力相应减轻，让人有“头痛医头，脚痛医脚”之感。单纯把买单的责任转嫁给企业甚至消费者，并不能实质上帮助完成电力结构转型。绿证体系必须配套考核机制与监督机制，并与电力市场改革相结合，形成绿证交易市场，才能有效疏导新能源产业内外矛盾，从根本上解决问题。
可再生能源消纳难是目前电力结构转型面临的主要问题之一，绿证体系推出后，可以用强制考核的方式促进电网企业、发电企业提高绿色电量比例，可以提高绿色电力在社会、消费者中的认可度，从需求和供给两侧推进相关基础设施与政策法规的完善。趋于完善的市场环境又可以反过来促进绿证市场的形成，并最终使得绿证可以自由交易。
此外，相关监管部门应做好监督检查工作。应防止绿证交易中出现违规行为，并加强对交易双方的监督力度，出售绿证方不得用绿证对应部分电量骗取补贴，配额考核方要明确考核指标与处罚标准，避免出现类似“宁交罚款也不达标排放”的情况，用严格的监管保证制度落实。
从自愿到强制、从试点到推广，电力行业推广电量交易、超低排放改造等均经历了这一过程，绿证在电力行业的推行也是如此。短期内，绿证可以修补新能源企业资金链，解燃眉之急；长期来看，则需要国家统筹包括绿证在内的各项改革措施，剥茧抽丝，才能真正推动我国电力生产与消费结构转型。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201702/15/147331.html
