绿色电力证书：“化瘀散”还是“止痛针”

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。