电力领域探索新能源市场化支持机制
【慧聪热泵网讯】2月3日，发改委、财政部、能源局发布《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》，拟自7月1日起在全国试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购，并将自2018年起启动强制约束交易。这标志着我国新能源开发利用的扶持政策，正在从“刚性的直接补贴”，向“市场化导向”的机制转型。
绿证制度是对可再生能源发电量核发“绿色电力证书”，用以向电网企业等相关市场主体出售，用作完成该企业绿电消纳任务的证明。
绿证制度取代电价补贴，主要有两方面特点：对发电企业而言，尽管在补贴金额上没有优势，但能够避免补贴款拖欠的问题，加快回款，优化现金流;对电网企业而言，能够提升绿电消纳的灵活性，在提升总体消纳规模的同时，保障电网安全平稳。
美国、英国、荷兰、澳大利亚等二十多个国家已经实行了绿证制度，是可再生能源产业实现可持续健康发展的有效措施。
试行期间，需要加紧明确绿电总量目标、消纳目标分配方案、明确试行期绿证在正式运行后的存续，并根据情况确定交易市场结构。
2017年2月3日，国家发改委、财政部、能源局联合发布了《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》(发改能源〔2017〕132号)(下称《通知》)，提出拟自2017年7月1日起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，以引导全社会绿色消费、促进清洁能源消纳利用、进一步完善风电和光伏发电的补贴机制。通知明确了绿色电力证书的核发、管理以及自愿认购和交易的相关机制建设任务，同时指出，将根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。
绿色电力证书核发和认购交易制度(下文简称为“绿证制度”)的推出，标志着我国新能源开发利用的扶持政策，正在酝酿逐步从“刚性的直接补贴”，向“市场化导向”的机制转型，能够丰富我国新能源管理体制，在缓解财政压力的同时，提高扶持政策的灵活性、优化政策效果，对鼓励可再生能源长期、稳定、健康发展将产生深远的影响。
一、绿证制度的主要内容及意义
一个典型的绿证制度，其完整的体系包括绿证核发、绿电消纳指标分配、绿证交易转让，以及履约核查四个方面：首先，由政府主管部门对可再生能源发电企业所发的电量(绿电)，核发相应数量的“绿色电力证书”，可以用于出售或转让;同时，政府向输配电企业(电网)分配一定的绿电消纳指标，要求其在一定时间内必须购买不低于给定量的绿电;电网企业可以在从可再生能源发电企业购入电量时捆绑购入绿证，在电网无法消纳足量绿电时，也可以在二级市场向绿证持有人单独购入绿证，而消纳量重组的电网企业可以选择单独购入绿电，或捆绑购入绿电和绿证后转售绿证获利;最后，电网企业按期向政府主管部门清缴一定量的证书，以作为该企业完成绿电消纳指标的证明，没能完成指标的企业将面临一定的处罚。在实践过程中，视电力市场具体结构，以及政策的不同，绿证的购买主体也可能是终端电力消费者、发电企业，甚至政府本身。绿证制度是利用市场化的机制，鼓励可再生能源开发利用的常用手段之一。
目前我国对可再生能源发电的扶持政策，在供给侧以“可再生能源电价附加费”补贴为核心，由中央财政直接向可再生能源发电企业提供资金补贴(Feed-in-Tariff)，鼓励绿电供给;而在输配电环节则采取保障性收购制度，确保电网对绿电的消纳。然而在实际操作过程中，面临了一系列问题。在供给侧，一方面可再生能源作为新兴的产业，技术成本、市场形势都存在较大的不确定性，变化较快。而通过中央财政补贴的方式，补贴标准的调整需要经过繁复的行政甚至立法流程，具有很强的刚性，不便于灵活调整。另一方面，直接补贴模式给中央财政带来较大压力，且审核流程复杂、周期较长，在实践中常出现补贴拖欠现象，严重地影响了可再生能源发电企业的正常经营，也降低了投资开发的积极性。在绿证制度下，绿色证书的价格将能够随市场供需随时变化，提升了扶持政策面对技术、政策、经济形势等因素的变化相应调整的灵活性。此外，发电企业售出绿证，即可获得相应的收益，相比于补贴制度能够加快回款，优化现金流。
在输配电环节，由于可再生能源发电大多具有间歇性，会给电网带来额外的负荷，因此在没有政策约束的条件下，电网企业倾向于减少绿电的消纳，以降低电网负荷变化的风险、提升安全性与稳定性。可再生能源发电强制上网、保障性收购等制度，为各地方电网设定了固定的可再生能源消纳比例，但这也在客观上增加了电网的负担，尤其是在外生设定的刚性目标下，电网无法根据具体的资源与技术条件，调整可再生电力消纳幅度。而在绿色证书制度下，输配电企业在直接消纳成本过高，或者技术条件不满足时，可以通过购入证书满足政策需求;而反过来，这也鼓励了条件优良的地区更多地消纳绿电，获得绿证并出售获利。可见，绿证制度的推行有助于提高可再生能源开发利用的灵活性、鼓励电网企业主动提高绿电消纳规模，同时也有助于保障电网系统整体的平稳性。
为了鼓励技术进步和市场化发展，我国现有的可再生能源相关补贴正在稳步“退潮”，而基于灵活的市场机制产生的绿证制度有望全面取代现有的补贴。从此次《通知》的内容中，不难看出国家用市场化的绿证制度逐步取代刚性补贴的用意，并且力求实现平稳过渡，主要表现在四个方面：
在可再生能源发电纳入绿证核发范围的设定上，针对性地选择了消纳问题较为严重的陆上风电和集中式光伏发电，而没有包含海上风电、分布式光伏发电，及其他种类的可再生能源发电;
在认购制度方面，暂时采取自愿性原则，认购主体包括各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人，并由主管部门定期向社会发布绿证售卖信息，作为鼓励。但2018年后，主管部门将为相关企业设定绿电强制性消纳指标，从而转为强制约束交易;
在绿证核发、登记、交易，以及相关信息系统和平台的建设主体设置方面，也沿用了原有电价附加补贴的管理体系，即由国家可再生能源发电项目信息中心承担。该中心由国家能源局于2015年9月设立，主要职责为管理全国可再生能源发电项目的核准、登记(备案)、建设、并网及运营等全生命周期信息管理，是目前国家可再生能源电价附加资金补贴核发的唯一信息来源口径。
最后，在绿证认购价格方面，《通知》规定了认购双方以原有电价附加补贴标准为上限，协商或竞价确定认购价格，确保平稳过渡;同时规定，发电企业出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加补贴。对发电企业而言，尽管申领补贴与出售证书二选其一，且出售证书获得的收入目前并不会高于补贴金额，但是企业将能够立即获得相应收入，从而缓解了补贴拖欠带来的资金压力，有助于优化现金流。
尽管此次试行没有为相关主体设定强制认购目标，但是通过政府主管部门的引导，探索性地开展绿证交易，理顺从绿证核发、登记到交易管理和信息披露、核查的整个机制，能够为2018年后全面推进绿证制度打下良好的基础。
二、绿证制度的理论基础与国际经验
可再生能源绿色电力证书是一种可交易的、能兑现为货币的凭证，是对可再生能源发电方式予以确认的一种指标[1]。由于可再生能源发电避免了传统化石能源发电带来的环境污染、健康损害等负外部性成本，因此能够产生隐性的社会效益——这种社会效益的规模，与可再生能源发电量成正比。而绿证所能提供的，是独立于发电过程的可再生电力计量工具。恰由于其独立性，绿证也可以用作转让可再生能源的环境效益等正外部性所有权的交易工具。
值得注意的是，绿证只能提供计量工具，但其价格却由政府部门设定的绿证总量目标决定。绿债制度的定价逻辑如下：在给定可再生能源发电总装机容量的条件下，绿电的边际成本随着其发电总量的增加而提高，而边际成本与基本电价之间的差价如果能够由绿证价格抵补，发电企业便有发电的动力——由此便决定了绿证的市场供给。而绿证可以由政府购买，或者由政府要求电力企业，及其他市场机构、社会团体以及终端电力用户购买，也可以由市场主体自愿购买。当设定的总目标与绿证总供给(也即绿电发电总量)相一致时，市场出清，此时的绿电边际成本与基础电价之间的差价，即为绿证的出清价格。由此可见，可再生能源绿色电力证书的核发，以及政府制定并向相关市场主体分配的强制性绿电采购目标，是绿证制度顺利推行的两大基石[2]。
目前，美国、英国、荷兰、澳大利亚、墨西哥、印度等20多个国家正在开展绿证交易。国际经验表明，推行绿色电力证书交易，通过市场化的方式，给予生产清洁能源的发电企业必要的经济补偿，是可再生能源产业实现可持续健康发展的有效措施。
三、绿证制度在我国的未来发展
我国的绿证制度尚处于初步探索的阶段，需要通过试行研究和建立相关基础规则和体系，因此相关规定中还存在非常多的不完全的特征，主要体现在四方面：
绿证认购采取自愿性的原则，通过社会公示的方式给以鼓励，而没有设定强制性的绿证认购指标;
对绿证的定价限制，依据电价附加补贴标注设定上限，而非完全的市场定价;
对于绿证的交易，目前仅规定了直接向可再生能源发电企业认购，而没有涉及购入绿证的二次转让交易，即尚未形成真正的交易(二级)市场。
绿证制度尽管在国外已经有较为丰富的实践经验，但是在我国特有的电力市场下，形成完整、合理、有效的制度体系，依然需要相当长时期的探索。这也是政策形成过程中必须经历的过程——不论是电力市场改革，还是与绿证相似的碳配额市场，也都经历了从自愿向强制、从区域试点向全面铺开过渡的渐进过程。然而正如《通知》中已经明确的，将“根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。”这意味着最晚到2018年，我国将会全面推行绿证制度，取代可再生能源发电附加费补贴。因此，在未来为期一年的试行期中，除了进一步明确绿证合法、登记、交易管理和统计核查等相关体制外，在机制设计上还面临一些更为关键的问题，需要加以明确，包括：
设定可再生能源发电总量目标：根据《可再生能源发展“十三五”规划》的目标，到2020年可再生能源利用将达到能源消费总量的15%，照此目标，可以大概匡算“十三五”期间各年可再生能源开发利用的目标。
绿电消纳目标的分配方案：与碳市场配额分配问题一样，对于绿电消纳指标的分配，是绿证制度的一大难题。按照国际经验，主要有三种分配方式：向发电企业分配;向输配电企业(电网)分配;以及向终端用户分配。目前我国绿电产能充裕，电网消纳是主要的瓶颈。另一方面，电力非市场化导致终端用户无法选择输配电企业，及电力来源。因此，在我国现有电力市场环境下，向电网企业分配绿电消纳指标是较为合理的选择。但具体的分配方式有待研究，预计在分配过程中必将面临激烈的博弈。
交易市场的基础结构：是否允许绿证二次转让?如果可以二次转让，是否构建集中交易市场?是否引入做市商?此外，是否允许金融机构和投资者进入?这些问题也需要进一步的探讨。合理的市场结构需要根据主体情况确定，即取决于指标的分配：如果向大型的电网公司分配，则市场购买主体非常有限，且各个电网公司覆盖地域范围广，有足够能力内部消化，因此没有二级市场发展的空间;相反，如果消纳指标的分配主体为地方电网公司，或者终端消费者等较小规模的主体，则设立二级市场将有助于提高市场运行的效率。
试行期间核发绿证的存续问题：由于试行期间采用自愿认购的原则，并且对绿证的定价设定了不高于“可再生能源电价附加”补贴标准的上限，因此可以预期在试行期间绿证的价格区间、定价逻辑将与2018年后正式启动的强制约束下的交易机制有较大差异。允许试行期绿证存续到正式运行后继续使用有助于提高试行期市场主体购买绿证的积极性，但由于试行期没有强制的约束，同时存在限价，导致绿证需求不足、价格可能大幅低于正式启动后的价格。因此允许试行期绿证全额结转至正式运行期使用，可能妨碍市场公平性。具体机制的设计，需要结合试行期间的具体情况确定，但尽早明确相关方案，对于稳定市场预期、促进平稳过渡具有重要的作用。
