2020年1月20日，财政部联合国家发展改革委、国家能源局下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建〔2020〕4号)，明确2021年1月1日起，全面实行配额制下的绿色电力证书交易，企业通过绿证交易获得收入替代财政补贴。这意味着对于风电、光伏产业而言，执行了近十年的标杆上网电价+可再生能源电价附加政策体系将逐步退出历史舞台，风电、光伏即将全面进入“绿证”时代。
在即将到来的绿证时代，对于风电、光伏项目而言，平价上网电价+绿证收入将是其项目开发面临的新常态。作为判定新能源项目投资经济性的重要边界条件，绿证的价格水平将是相关投资主体关注的重点议题。
绿证政策出台的历史背景
长期以来，我国风电、光伏项目执行标杆上网电价政策。风电、光伏标杆上网电价政策分别出台于2009年及2011年。为了与之相配套，提高新能源项目消纳水平、激励电网企业购买高电价的可再生能源电量，财政部联同国家发改委、国家能源局于2012年出台《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》(财建〔2012〕102号)，明确建议风电、光伏项目标杆电价高于所在省区燃煤标杆上网电价的部分由可再生能源电价附加统一解决。
标杆上网电价政策的实施极大促进了我国风电、光伏产业的发展，我国已成为全球风电第一大国，以及光伏增长最快的国家。与之相伴随的是，随着新能源产业的快速扩张，可再生能源附加政策在实际实施中逐渐出现了较大额度的缺口问题，新能源项目补偿拖欠问题变得日益突出。为此，综合考虑风电、光伏投资成本下降等因素，国家能源价格主管部门分别多次下调了风电(2014-2016年连续三年下调，2019年下调一次)、光伏(2013年、2015-2019连续五年下调)的标杆上网电价水平。尽管如此，可再生能源附加缺额仍未出现明显的回落态势，根据财政部公开数据，截止2019年年底可再生能源附加缺额已突破1000亿元，这使得原有的风电、光伏标杆上网电价体系已难以为继。
在这一背景下，为破局可再生能源附加体系面临的现实困境，国家相关主管部门相继出台了绿色电力证书政策;风电、光伏平价上网政策以及可再生能源电力消纳保障机制等主要经济性政策。上述三项政策之间以绿色证书策略为核心纽带，存在着明显的体系化特征，体现出主政者力图通过政策组合方式，破解可再生能源发展困局的施政脉络：
绿证替代可再生能源电价附加，成为“平价上网+绿证”体系的核心要素。在近年来新能源电价补偿拖欠问题的大背景下，风电、光伏电价去财政补贴化将是不可逆转的趋势。但直接执行与成熟煤电产业相对标的平价上网电价，对于尚未走向成熟的风电、光伏产业(尤其是光伏产业)而言，难以支撑未来产业大规模发展的实际需求。为了弥补经济激励上的不足，绿证在此背景下成为替代可再生能源电价附加的上佳选择，也成为了决定新能源项目开发经济性的核心要素及重要边界条件。
可再生能源电力消纳保障机制是“平价上网+绿证”体系的重要制度保障。尽管从理论角度，绿证是替代原有财政补贴的理想政策工具，但自绿证政策2017年实施以来，并未实现较好的实施效果。究其深层次的原因，基于用户自愿的购买方式，难以在绿证市场形成普通商品市场应有的稳定需求是主因。因此，针对这一绿证实施过程中暴露出来的症结，国家能源主管部门于2019年5月即出台可再生能源电力消纳保障机制，对各省区电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重，并要求各省区须完成这一责任权重。对于不能完成责任权重的省区，明确可以通过认购可再生能源绿色电力证书的方式完成消纳责任量。通过强制可再生能源电力消纳量的引入以及明确绿证对可再生能源电力消纳量的可替代性，使得绿证市场有了稳定的市场需求，从而可激发绿证市场的市场稳定性及交易量。
绿色证书价格的预判
如前所述，随着相关政策的实施，风电、光伏平价上网+绿证的电价体系将是未来新能源项目开发面临的新常态。基于这一基本判断，作为决定新能源项目开发经济性的核心要素及重要边界条件，有必要对未来一段时间内，绿证可能的价格水平进行预判，以便于相关主体开展投资布局的研判工作。
从价格理论角度分析，未来绿证市场的价格主要受以下两个方面因素的影响：一是绿证的实际成本，这是决定绿证价格最基本的要素。由于目前绿证实质上代替的是原有的可再生能源附加电价，其设立的初衷也是为了解决风电、光伏由于平价上网价格水平偏低、导致的新能源项目实际供电成本补偿不足的差额部分。因此，基于价值理念，绿证的实际成本可以近似认为是其成本电价与平价上网电价间的差值。需要单独说明的是，由于风电度电成本普遍低于光伏，且风电的发展规模远超光伏，绿证市场中实际供应者及成本的主要影响者还是风电项目;二是市场供需形势，这是绿证价格的关键影响因素。当市场供需偏紧时，绿证价格在其实际成本基础上有所上浮;而当市场供需宽松时，则反之。
基于上述判断，首先来看绿证的实际成本情况。由于2021年相关预测数据暂未公开发布;从已发布的《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价的通知》(国能发新能〔2019〕53号)的相关数据来看，全国非水可再生能源消纳责任富余省区共10个，这些省区构成了绿证的主要供给方。而在这其中，富余量较大的省份为云南、新疆、辽宁，三者富余量(或称绿证供给量)占全国总富余量约2/3。因此，可选择上述三省绿证的实际成本为基础，推算绿证成本的基本水平。通过测算，上述三省风电成本电价与当地平价上网电价(即燃煤标杆电价)的差额如上表所示。
其次，从供需总体形势分析，同样基于《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价的通知》中相关数据，从2018年数据来看，全国非水可再生能源消纳责任富裕省份的总富余量约201亿千万时;而缺额省份总缺额则已达到817亿千瓦时。从静态数据来看，绿证供不应求的态势较为明显。
综合上述影响绿证价格的关键因素分析：从主要供给方成本来看，未来绿证的供应成本应处于7.43~79.06元/ 兆瓦时区间内，叠加考虑严峻的供不应求形势，即使不考虑市场策略性报价因素，基于边际出清的价格理念，未来绿证价格预期也将不低于79.06元/兆瓦时。
在即将到来的“平价上网+绿证”时代，绿证的价格将是新能源投资商所关注的重要议题，同时也是其面临的最大不确定性因素。本文以价格理论为基础，从影响价格的两个基本要素成本及供需分析入手，对未来绿证的价格进行了初步判断，期冀能为新能源投资主体开展相关分析工作提供必要的参考。
责任编辑：大禹
