索比光伏网讯:7月1日，可再生能源绿色电力证书正式开始认购，标志着今年2月3日国家发展改革委、财政部、能源局联合发布的《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》(以下称《通知》)，以及《绿色电力证书核发及自愿认购规则(试行)》(以下称《规则》)正式实施。绿证破冰试水，能源绿色革命有望掀开新的一页。
推行绿证是形势也是趋势
“配额制+绿证交易”，基本含义是在国家(或地区)电力建设中，强制要求可再生能源发电必须达到规定的数量或比例，配额义务承担者在无法自己开发可再生能源的情况下，可以选择购买与配额义务量相当的绿证来完成自身承担的配额义务。可交易绿证系统的建立，为配额义务的履行提供了一种非常灵活的机制，成为国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策。英国、澳大利亚、瑞典、挪威、意大利、日本、韩国和印度等20多个国家以及美国29个州和华盛顿特区均实施了配额制考核。
从政策特有的属性来看，“配额制+绿证交易”是一种强制性与市场性相结合的手段，可以保证可再生能源按照一定的规划目标有计划、有步骤的发展。建立在配额制基础上的绿证交易具有明显的优势：发展目标明确，既保证了可再生能源的量化发展目标，又保证了可再生能源的市场需求，使资金和资源在不同地区之间进行交换，促进地区之间的资金流通，实现可再生能源在更大范围内的优化配置；政策的框架结构也更具有稳定性，政府通过最低程度的行政参与来推动可再生能源发展，有利于降低管理成本。
当前，中国推行绿证，既是形势，也是趋势。
从形势上看，《可再生能源法》自2006年实施以来，以风电和光伏发电为代表的可再生能源发展突飞猛进，成为推动能源生产和消费革命的重要力量。但随着其装机规模的不断增大，可再生能源电力在发展空间、电力系统融入、技术创新以及政策保障方面都面临着愈加严重的挑战。
数据显示，2016年中国弃风、弃光率分别高达17%和19%。除了经济发展新常态宏观背景，以及电网调峰调频压力外，现行可再生能源政策机制及其执行效率也是重要原因。可再生能源电价补贴资金缺位，自2013年9月之后并网的项目补贴迟迟未能兑现，截至2016年年底，累计补贴资金缺口已达600亿元，若沿用现有的技术、成本以及补贴思路，到2020年补贴缺口将扩大到2000亿元以上。这将增加可再生能源发电企业的财务成本，影响其盈利性，并通过产业链传导，对整个可再生能源发电行业产生负面影响。因此，要实现2020年非化石能源占一次能源比重达到15%的目标，仅仅依靠建立在“标杆电价+财政补贴”之上的可再生能源政策难以达到。
虽然因为在配额义务承担者、配额指标确定及分解、纳入配额范畴的合格资源等方面一直存在争议，导致可再生能源配额制度推进壁垒重重，至今没能在中国落地实施，但面对财政补贴压力以及弃风弃光日趋严重的事实，“先易后难、分步实施”无疑是折中的次优选择。先建立基于自愿的绿证交易制度，从需求侧培育绿色电力市场，然后再择机推出配额制，将可再生能源补贴从单一财政补贴方式逐步转向“配额制+绿证交易”方式，从依靠政府财政支持机制逐步转变为政府管制下的市场机制，最终化解可再生能源补贴缺口困境。
从趋势上看，就单一国家或一定市场范围而言，可再生能源发展阶段、规模程度不同，其补贴机制也在随形势变化而调整。产业发展初期，政府价格补贴推动体量迅速壮大，随之会带来政府财政捉襟见肘、可再生能源企业创新动力不足等一系列弊端，为实现可再生能源的健康可持续发展，在一定阶段引入市场机制是必然和唯一的选择，也是世界各国的通行做法。因此，始于20世纪90年代的“配额制+绿证交易”机制相关研究，在沉寂了很长一段时间之后再一次进入政府部门的视线。
绿证交易规则需再完善
基于自愿的可再生能源绿色电力交易体系，可以在原有电力体制框架内以较为灵活的形式开展，且无需触动原有的电价形成机制，减少交易成本，但从我国经济发展水平、公众收入水平、受教育程度和绿色环保意识来看，没有配额制支撑的绿证认购交易体系在推广和可持续性方面还有待观察。“先易后难、分步实施”的改革思路没有错，后续“招数”不可拖得太久。
根据《通知》，试行绿证自愿认购，目的之一是“促进清洁能源消纳”，但促进消纳需要网源配合，加强协调，优化调度，事实上该交易规则并不能调动电网企业积极性，加上跨区联网薄弱、省间壁垒严重，是否能够顺畅地将可再生能源富集区的电力送到东中部负荷区域进行消纳还不能确定。目的之二是“完善风电、光伏发电的补贴机制”，但基于自愿的绿证交易，其实是在靠美好愿景和情怀打动用户，让他们来填补补贴缺口，认购参与人的热情和参与认购的长效性值得怀疑。
而且，在市场活力方面，当前的政策设置了多个限制性条款，实际上并不利于绿证市场的培育。
市场经济的核心就是市场主体的独立性，它们自主决策，独立承担决策风险。《通知》明确说明“认购价格不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额，由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格”。看似稳健的语言，其实经不起推敲。若是买卖双方自行协商并确定成交价格，又何必限制认购价格？若是通过竞价方式，则更不可理喻，拍卖行拍卖，从来只给底价，未曾见过限制价格上限的。若有认购参与人愿意高价为清洁能源买单，又何乐而不为呢？
任何市场主体都是平等的，其交易目标都是利益最大化，最高价限制无疑将卖方置于讨价还价的不利地位。诚然，绿证交易表面上可以降低政府兑现补贴的压力和成本，但从政策导向上看，则有可能给好不容易燃起的可再生能源发展热情迎头泼上一盆冷水，可再生能源发电企业出售绿证后，相应的电量不再享受电价补贴，之前投资的经济成本核算成为纸上谈兵，不仅预期盈利无望，还有可能亏困。发展可再生能源的市场信心动摇，政府政策的公信力也会受损。如要进行价格管制，也应制定最低限价，以最大程度地保障可再生能源发电企业的利益，这才是与促进可再生能源可持续发展的目标相一致的。
《规则》规定，“证书在有效期内可以且仅可以出售一次，不得再次转手出售”。引入绿证的目的就是促进电力负荷中心和资源中心的交流，解决地区间可再生能源资源和资金错位问题。但这一规则实质上既限制了可再生能源的流转，也增加了认购人的风险。提高市场交易长效性，理应制定促进市场交换的配套机制，激励市场主体参与交易的热情和动力，限制交易次数的规定有待商榷。
未来，要进一步落实国家提出的能源转型要求，从根本上解决可再生能源补贴及发展问题，必须进行重大制度创新，建立一套鼓励可再生能源开发、推动电网建设、提高有效传输和消纳可在生能源的市场机制。如此，建立“配额制+绿证交易”机制责无旁贷。绿证自愿认购的推出，只能算是迈出了一小步，未来任重而道远。(作者系中国电力企业联合会行业发展与环境资源部副主任，叶静博士对本文亦有贡献)
推行绿证是形势也是趋势
“配额制+绿证交易”，基本含义是在国家(或地区)电力建设中，强制要求可再生能源发电必须达到规定的数量或比例，配额义务承担者在无法自己开发可再生能源的情况下，可以选择购买与配额义务量相当的绿证来完成自身承担的配额义务。可交易绿证系统的建立，为配额义务的履行提供了一种非常灵活的机制，成为国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策。英国、澳大利亚、瑞典、挪威、意大利、日本、韩国和印度等20多个国家以及美国29个州和华盛顿特区均实施了配额制考核。
从政策特有的属性来看，“配额制+绿证交易”是一种强制性与市场性相结合的手段，可以保证可再生能源按照一定的规划目标有计划、有步骤的发展。建立在配额制基础上的绿证交易具有明显的优势：发展目标明确，既保证了可再生能源的量化发展目标，又保证了可再生能源的市场需求，使资金和资源在不同地区之间进行交换，促进地区之间的资金流通，实现可再生能源在更大范围内的优化配置；政策的框架结构也更具有稳定性，政府通过最低程度的行政参与来推动可再生能源发展，有利于降低管理成本。
当前，中国推行绿证，既是形势，也是趋势。
从形势上看，《可再生能源法》自2006年实施以来，以风电和光伏发电为代表的可再生能源发展突飞猛进，成为推动能源生产和消费革命的重要力量。但随着其装机规模的不断增大，可再生能源电力在发展空间、电力系统融入、技术创新以及政策保障方面都面临着愈加严重的挑战。
数据显示，2016年中国弃风、弃光率分别高达17%和19%。除了经济发展新常态宏观背景，以及电网调峰调频压力外，现行可再生能源政策机制及其执行效率也是重要原因。可再生能源电价补贴资金缺位，自2013年9月之后并网的项目补贴迟迟未能兑现，截至2016年年底，累计补贴资金缺口已达600亿元，若沿用现有的技术、成本以及补贴思路，到2020年补贴缺口将扩大到2000亿元以上。这将增加可再生能源发电企业的财务成本，影响其盈利性，并通过产业链传导，对整个可再生能源发电行业产生负面影响。因此，要实现2020年非化石能源占一次能源比重达到15%的目标，仅仅依靠建立在“标杆电价+财政补贴”之上的可再生能源政策难以达到。
虽然因为在配额义务承担者、配额指标确定及分解、纳入配额范畴的合格资源等方面一直存在争议，导致可再生能源配额制度推进壁垒重重，至今没能在中国落地实施，但面对财政补贴压力以及弃风弃光日趋严重的事实，“先易后难、分步实施”无疑是折中的次优选择。先建立基于自愿的绿证交易制度，从需求侧培育绿色电力市场，然后再择机推出配额制，将可再生能源补贴从单一财政补贴方式逐步转向“配额制+绿证交易”方式，从依靠政府财政支持机制逐步转变为政府管制下的市场机制，最终化解可再生能源补贴缺口困境。
从趋势上看，就单一国家或一定市场范围而言，可再生能源发展阶段、规模程度不同，其补贴机制也在随形势变化而调整。产业发展初期，政府价格补贴推动体量迅速壮大，随之会带来政府财政捉襟见肘、可再生能源企业创新动力不足等一系列弊端，为实现可再生能源的健康可持续发展，在一定阶段引入市场机制是必然和唯一的选择，也是世界各国的通行做法。因此，始于20世纪90年代的“配额制+绿证交易”机制相关研究，在沉寂了很长一段时间之后再一次进入政府部门的视线。
绿证交易规则需再完善
基于自愿的可再生能源绿色电力交易体系，可以在原有电力体制框架内以较为灵活的形式开展，且无需触动原有的电价形成机制，减少交易成本，但从我国经济发展水平、公众收入水平、受教育程度和绿色环保意识来看，没有配额制支撑的绿证认购交易体系在推广和可持续性方面还有待观察。“先易后难、分步实施”的改革思路没有错，后续“招数”不可拖得太久。
根据《通知》，试行绿证自愿认购，目的之一是“促进清洁能源消纳”，但促进消纳需要网源配合，加强协调，优化调度，事实上该交易规则并不能调动电网企业积极性，加上跨区联网薄弱、省间壁垒严重，是否能够顺畅地将可再生能源富集区的电力送到东中部负荷区域进行消纳还不能确定。目的之二是“完善风电、光伏发电的补贴机制”，但基于自愿的绿证交易，其实是在靠美好愿景和情怀打动用户，让他们来填补补贴缺口，认购参与人的热情和参与认购的长效性值得怀疑。
而且，在市场活力方面，当前的政策设置了多个限制性条款，实际上并不利于绿证市场的培育。
市场经济的核心就是市场主体的独立性，它们自主决策，独立承担决策风险。《通知》明确说明“认购价格不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额，由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格”。看似稳健的语言，其实经不起推敲。若是买卖双方自行协商并确定成交价格，又何必限制认购价格？若是通过竞价方式，则更不可理喻，拍卖行拍卖，从来只给底价，未曾见过限制价格上限的。若有认购参与人愿意高价为清洁能源买单，又何乐而不为呢？
任何市场主体都是平等的，其交易目标都是利益最大化，最高价限制无疑将卖方置于讨价还价的不利地位。诚然，绿证交易表面上可以降低政府兑现补贴的压力和成本，但从政策导向上看，则有可能给好不容易燃起的可再生能源发展热情迎头泼上一盆冷水，可再生能源发电企业出售绿证后，相应的电量不再享受电价补贴，之前投资的经济成本核算成为纸上谈兵，不仅预期盈利无望，还有可能亏困。发展可再生能源的市场信心动摇，政府政策的公信力也会受损。如要进行价格管制，也应制定最低限价，以最大程度地保障可再生能源发电企业的利益，这才是与促进可再生能源可持续发展的目标相一致的。
《规则》规定，“证书在有效期内可以且仅可以出售一次，不得再次转手出售”。引入绿证的目的就是促进电力负荷中心和资源中心的交流，解决地区间可再生能源资源和资金错位问题。但这一规则实质上既限制了可再生能源的流转，也增加了认购人的风险。提高市场交易长效性，理应制定促进市场交换的配套机制，激励市场主体参与交易的热情和动力，限制交易次数的规定有待商榷。
未来，要进一步落实国家提出的能源转型要求，从根本上解决可再生能源补贴及发展问题，必须进行重大制度创新，建立一套鼓励可再生能源开发、推动电网建设、提高有效传输和消纳可在生能源的市场机制。如此，建立“配额制+绿证交易”机制责无旁贷。绿证自愿认购的推出，只能算是迈出了一小步，未来任重而道远。(作者系中国电力企业联合会行业发展与环境资源部副主任，叶静博士对本文亦有贡献)
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