2017年7月，我國綠色電力證書(簡稱綠證)自願認購交易正式啟動，中國大唐集團有限公司(簡稱集團公司)同其他主要發電集團成為首批綠證銷售單位。根據政府計劃，自2018年起將適時啟動可再生能源配額考核和綠證強制約束交易，可能對電力企業產生重大影響。
綠證概述
綠證代表通過認證、特定數量的可再生能源發電量的環境價值。綠證交易的實質即可再生能源的環境價值通過電力市場確認、變現的過程，包括“強制購買”和“自願購買”兩種交易方式。其中，“強制購買”是可再生能源配額制的配套政策，是履責主體(通常是售電商或供電商)為完成政府強制分配的可再生能源發展指標、在電力市場上出售或採購綠證的交易方式。“自願購買”是電力用戶通過自願方式購買綠證的交易方式，為用戶支持可再生能源發展提供了直接參與途徑。
目前“綠證收入+市場電價”和固定電價(補貼)已成為全球最主要的兩類可再生能源電價政策。“市場電價+綠證收入”即可再生能源在參與電力交易時以市場價格結算，同時通過出售綠證獲得額外收入，採用該制度的國家包括美國、澳大利亞、韓國等國家;固定電價(補貼)是指一定期限內可再生能源上網電價固定不變或補貼標準不變，實施該制度的國家主要有中國、日本和德國等大多數歐盟國家。
對於我國而言，考慮實施綠證以及與其密切相關的可再生能源配額制主要基於以下原因：一是消減日益擴大的可再生能源補貼缺口，緩解發電企業財務困境;二是通過行政手段規定履責主體發展可再生能源的義務，確保國家實現可再生能源發展目標;三是消除可再生能源消納利用的省間壁壘，減少棄風、棄光等現象;四是通過綠證交易，促進可再生能源企業之間的競爭，降低發電成本。
國外綠證制度分析
綠證制度是在上世紀90年代美國德克薩斯等州實施可再生能源配額制的過程中產生的，之後丹麥、荷蘭、英國、澳大利亞等國也相繼實施，截至目前，全球約有20個國家實施綠證制度。因為各國能源資源稟賦、經濟發展階段、能源政策目標、電力體制機制等存在差異，所以各國綠證制度均不相同。由於可再生能源配額制是“強制購買”綠證實施的前提，且“強制購買”是綠證的主流，下面結合各國配額制目標，從綠證核算、綠證交易、市場監管和履約機制等方面分析綠證制度。
配額制目標
從各國的發展實踐來看，配額制目標包括宏觀層面政府設定的可再生能源發展目標和微觀層面履責主體承擔的配額指標。可再生能源發展目標一般根據可再生能源資源稟賦、技術水平和經濟可承受能力等因素綜合確定，通常表現為可再生能源發電量的市場份額，如澳大利亞規定到2020年電力供應的20%須來自可再生能源，也有少數國家和地區選擇可再生能源發電裝機作為發展目標，如美國德克薩斯州規定到2025年可再生能源發電裝機達1000萬千瓦。此外，為促進太陽能發電、分佈式能源等新興技術的發展，不少國家和地區的可再生能源發展目標將其單列設置、獨立完成，如美國實施配額制的29個州中有18個州對太陽能或分佈式能源設定了獨立的發展目標，其中，亞利桑那州要求2012年以後30%的可再生能源發電量須來自分佈式能源，內華達州要求到2025年可再生能源發電量的5%須來自太陽能。
為落實可再生能源發展目標，除意大利等少數國家外，大多數國家和地區選定售電商或供電商作為履責主體承擔的配額髮展指標。配額指標通常是在再生能源發展目標的基礎上，採用等比例法分攤到各履責主體，如澳大利亞、英國、意大利以及美國多數州的履責主體均採用相同比率的配額指標。也有少數國家和地區考慮到配額制實施早期各家履責主體存在 “先天差異”，採取差異化的分配方法，如美國加州在2003～2010年的配額指標確定方法是以2001年各供電商購買的可再生能源電量佔比為基準值，此後每年各自將比重提高1%;日本在確定9大電力公司的配額指標時，考慮了電網網架堅強程度的差異，在等比例配額指標的基礎上乘以電網堅強係數(見表)。
綠證核算
綠證通常由政府指定的運營管理機構核發，證書一般包括髮電企業名稱、可再生能源品種、技術類型、生產日期、可交易的範圍、唯一識別編號等信息，表現形式主要包括實物證書和電子證書;證書有效期則視各國情況設定，多為1年或多年，甚至不做限制。從各國實踐來看，納入綠證核算範圍的可再生能源主要包括水電、風電、光伏、光熱、海洋能發電、地熱發電、生物質和垃圾發電，也有部分國家和地區出於推動節能減排或新技術發展等原因，對核算範圍進行“縮小”或“放大”，如美國加利福尼亞州將納入配額制的水電限定為3萬千瓦以下的小水電，馬薩諸塞州將熱電聯產、飛輪儲能等也納入綠證核算範圍。
在核算方法上，大多數國家規定1000千瓦時的可再生能源電量可核發1個綠證，但部分國家和地區引入“乘數”規則，以支持特定的可再生能源發展。如美國特拉華州規定1000千瓦時的光伏或燃料電池電量可獲得3個綠證，英國規定1000千瓦時的沼氣、路上風電和海上風電分別獲得0.5、1和1.5個證書，韓國規定海岸距離5千米之內和之外的1000千瓦時海上風電分別獲得1.5和2個證書。
在核算管理上，大多數國家和地區不區分可再生能源的技術類型，實行統一形式的綠證管理，但也有少數國家和地區實施分類核算與管理。如澳大利亞將綠證分為大型發電證書和小型技術證書，大型發電證書針對經過清潔能源監管委員會認證的可再生能源發電技術，小型技術證書則針對未經認證的小型發電機組(光伏、風電和水電)、太陽能熱水器、熱泵熱水器。美國德克薩斯州將綠證分為可再生能源信用與可再生能源信用補償兩類，分別針對增量項目和存量項目。
綠證交易
綠證交易通常包括四個環節：一是登記，可再生能源發電企業到運營管理機構登記註冊;二是核發，運營管理機構經審核後向發電企業發放綠證;三是買賣，履責主體通過現貨、短期合同、長期合同等形式向發電企業或擁有富餘綠證的主體購買綠證，交易完成後綠證所有權由出售方轉移到購買方賬戶，相應的綠證通常退出市場、避免重複出售;四是申報，履責主體向政府部門報告擁有的綠證數量，完成配額指標6。交易過程中，大多數國家和地區的綠證交易與電量交易分開，但也有例外，如美國新澤西和賓夕法尼亞州的售電商可通過電力批發市場購買捆綁式綠證與可再生能源電量，為終端用戶提供可再生能源電力，用戶在購買電力的同時也購買了綠證。
各國綠證交易價格主要受證書供需形勢影響，同時也與可再生能源發電技術類型、季節波動、監管懲罰強度等多種因素相關，具有較大的差異性和波動性。從美國新英格蘭地區各州的綠證現貨價格來看，馬薩諸塞、羅得島、康乃狄克和新罕布什爾州的綠證供應在2013～2015年期間供應偏緊，單位綠證的交易價格達50～60美元，而同期的緬因州由於生物質發電計入綠證核發範圍、綠證供應顯著高於需求，價格降至10美元以下。澳大利亞大型發電技術證書價格因供應增加，自2016年下半年以來震盪下行，但截至2017年6月仍高於75澳元;小型技術證書則主要受限價、罰款等因素影響，一直保持在最高限定價格40澳元附近。此外，從部分國家和地區的交易市場來看，風電由於成本和價格較低在早期時是綠證交易主體，太陽能發電由於價格快速下降、有取代風電成為交易主體的趨勢(見圖1、圖2)。
綠證交易使電量的環境價值實現“貨幣化”，在一定程度上推高了終端電價。根據美國勞倫斯伯克利國家實驗室估算，綠證使2014年可再生能源的平均度電成本上升約1.2美分(約折人民幣7分)，使終端全部電量的平均售電增加1.3%。根據澳大利亞能源市場委員會預測，綠證將使2016～2017年度每個家庭的度電平均電價增加0.9澳分(約折人民幣5分)，增幅為3.1%。
監管和靈活履約機制
綠證交易是一種市場行為，需要獨立的監管機構。通常由能源主管部門或相關公共機構開展市場監管，主要職責是監督綠證的核算和交易過程，定期審計和考核履責主體的完成情況。對任務未完成的履責主體，大部分國家和地區往往選擇罰款作為最主要的懲戒措施，如美國德克薩斯州規定的罰款為不高於5美分/千瓦時或者綠色電力證書交易價格的2倍，瑞典的罰款為綠色電力證書交易價格的1.5倍，澳大利亞的罰款為65澳元/兆瓦時，日本則規定罰款不超過100萬日元。
為了減少履責主體的違約行為、降低履約成本，大部分國家和地區建立了靈活的履約機制。主要有三類，一是證書儲蓄制度，即當年生產或購買但未使用的綠證在未來一定年度內仍然有效，如美國德克薩斯州允許綠證的有效期延後1～2年;二是寬限期制度，即履責主體若當年內未完成配額指標，其將有機會在規定的時間內補齊差額，如澳大利亞規定履責主體在違規之後的3個季度內補齊差額即可退回罰金;三是設定綠證價格上限，避免因綠證價格太高導致履責主體難以負擔、終端電價太高，如澳大利亞對小型技術證書的價格設定了40澳元的上限，美國新罕布什爾等州則建立了“替代性付款”制度，允許未完成配額目標的履職主體購買固定價格的“替代性付款”項目完成目標，設定“替代性付款”價格的目的即控制未完成配額的最高成本。
我國實施綠證制度的前景和主要問題
自2010年我國政府提出實施新能源配額制7以來，相關政策研究和制定開始邁出實質性步伐，2016年以來進程明顯加快，先後就各地非水可再生能源消納比重、煤電企業非水可再生能源配額考核、綠證核發及自願認購交易等問題出臺政策或發函。2017年7月已啟動自願認購綠證交易，根據相關計劃，將視綠證自願認購情況，自2018年起適時啟動配額制和綠證強制交易。儘管下一步配額制和強制綠證制度具體何時、如何落地尚存在不確定性，但該項政策在國家能源主管部門的支持下，在消減可再生能源補貼鉅額缺口、促進可再生能源跨區跨省消納缺乏其他有效對策的情況下，下一步正式出臺的可能性相對較大。
從國外綠證發展經驗和我國實際情況來看，下一步我國制定和實施可再生能源配額制和強制綠證制度，至少有以下六個方面的問題需進一步探討和明確：
一是開展配額制與強制綠證交易的時機。從國外情況來看，推行配額制和綠證強制交易成效較好的國家如美國、澳大利亞均是電力市場成熟的國家，綠證的履責成本可以順暢地通過市場價格機制進行傳導，否則配額制無法高效運作。對我國而言，政府建立市場化的可再生能源發展機制、推出配額制和綠證的意願強烈，但由於我國尚處於電力全面市場化改革的起步階段，未來幾年計劃電量仍將佔據較大比例、交叉補貼也難得到根本性解決，真正意義上的市場化電價機制短期內難以健全，如何依託“過渡期”的價格機制疏導綠證成本面臨較大考驗。針對這種情況，一是可考慮適當延後啟動綠證強制交易，待市場電量佔據主導、市場電價基本建立後予以啟動;二是若要較快啟動綠證強制交易，則最好在前期將配額制限定在較小的範圍，並在實施前期設定較為寬鬆的配額目標，以減少市場衝擊和扭曲。
二是強制購買綠證的履責主體。根據政府擬定意見8，煤電企業應承擔非水可再生能源發電的配額責任，2020年承擔的非水可再生能源配額與火力發電量的比重應達15%以上，可通過生產或購買綠證完成配額指標。而從國外配額制及強制購買綠證的履責主體來看，絕大部分國家和地區的履職主體是售電商或供電商，只有少數是發電商，且選擇發電商作為履責主體的國家主要是發輸配售一體化或利益相關的國家如意大利。絕大部分國家和地區之所以選中售電商或供電商，一方面是因為其更接近終端用戶，作為履責主體可通過更直接、更靈活的方式將履責成本通過終端銷售電價疏導出去，高效實現消費者為可再生能源發展“買單”的配額制設計初衷;另一方面，則是為了提高輸配售市場主體消納利用可再生能源的積極性。如果發電商作為履責主體，需通過供電商或售電商才能傳導給消費者，增加了交易環節和成本，容易導致市場低效、扭曲，同時沒有任何有力手段將促進可再生能源消納利用的責任傳遞給輸配售企業。基於此，無論從國際慣例、配額制及綠證制度的主旨看，還是從我國《可再生能源法》規定電網企業全額保障收購可再生能源發電的法定義務看，均不宜讓我國發電企業作為配額制及強制購買綠證的履責主體。此外，鑑於我國棄風、棄光等現象嚴重，發電企業深受其害，若最終還要為完不成非水可再生能源發電比重目標而擔責，現實上也不具有合理性。
三是未來綠證的核發範圍及方式。目前我國核發的自願購買綠證僅限國家可再生能源電價附加資金補助目錄內的陸上風電和集中式光伏，且風電與光伏不予區分，均按照1個證書對應1000千瓦時電量核發。國外大多數國家和地區的綠證核發範圍均涵蓋了水電、海上風電、分佈式光伏、光熱、生物質發電等其他可再生能源，部分地區甚至將儲能等先進技術也納入核發範圍，同時規定1000千瓦時的不同品種的可再生能源電量可獲得不同證書數量。考慮到我國尚處於自願認購的試行階段，限定範圍、不加分類的處理方法對於推廣綠證沒有大礙，但在未來實施配額制和綠證強制交易的情況下，將面臨雙重考驗，一是若範圍仍限定於陸上風電和集中式光伏，根據《能源發展“十三五”規劃》可以預期到2020年二者發電量佔非化石能源發電量的比重僅為25%左右，配額制和綠證實施效力將十分有限;二是不同可再生能源的經濟性和競爭力差異較大，若不加區分的讓其在同一平臺競爭不具公平性，難以實現推動前瞻、先進可再生能源發電技術進步的初衷。綜上，若國家寄希望於綠證逐步取代固定電價制度，需考慮納入其他可再生能源品種，並顧及不同品種的競爭性、設計相應的綠證“乘數係數”。
四是自願市場與強制市場的定位與銜接。從國外經驗來看，綠證的“自願購買”市場是“強制購買”市場的有效補充，美國超過1/4的綠證通過消費者“自願購買”實現，我國與之最大的區別在於用戶支付能力明顯較差、現有電價水平顯著偏高，這一國情決定了自願市場在我國很可能難以取得理想業績，在單純依靠自願市場的情形下，綠證作用將十分有限。若推出強制綠證交易，如何在實現國家非化石能源發展目標的前提下，通過什麼樣的原則和方法分別確定未來各個年份的自願、強制市場規模需要論證，同時兩個“市場”是否在同一交易中心、平臺進行交易等事項也需明確。在這方面，可綜合非化石能源發展目標和自願市場發展態勢確定強制市場規模，自願、強制市場應分設運行。鑑於我國地域較廣、市場較大，若兩類市場推出的產品種類較多，可考慮在多個交易中心和平臺進行交易。
五是綠證與固定電價制度之間的銜接。自願認購綠證啟動後，我國實施綠證與固定電價制度並行的政策。在當前階段，考慮到自願認購綠證主要用於引導消費者“進場”、緩解固定電價制度產生的補貼缺口，輔助性、補充性的功能定位明確，二者並行不悖。若未來實施配額制與強制綠證交易，且不全面取消固定電價制度，如何協調固定電價與強制購買綠證的關係面臨兩難抉擇。一方面，不能讓某種可再生能源同時通過固定電價和強制購買綠證兩種方式受益，獲得電價補貼和綠證市價的雙重收益;另一方面，也很難賦予同一種可再生能源“二者取其一”的政策選擇權，因為強制購買綠證是法定義務、不具有可選擇性和替代性，國外也沒有這方面的先例可循。這種情況下，可考慮這樣的政策設計，即存量老政策(固定補貼)、增量新政策(強制綠證交易)，或對不同的可再生能源採用不同的電價政策，如陸上風電和集中式光伏實行強制綠證交易，其他可再生能源實行固定電價。
六是綠證市場監管與風險控制的關係。為加強監管與考核，我國政府相關文件擬對沒有完成配額的履責主體，責令其在規定期限內完成，逾期未完成取消業務許可證，相關處罰簡單嚴厲。從國外實踐看，為保障配額制和綠證市場運行，一方面大多規定對未完成配額目標的履責主體進行懲罰，罰款高於綠證交易平均價格;另一方面，為規避履責成本過高並過度抬高電價的風險，設計了綠證價格上限和證書儲蓄、寬限期等靈活履責制度。因此，若下一步實施配額制和強制綠證交易，相關監管措施最好兼顧目標實現和履責風險，細化責任認定、懲罰措施、價格機制及各種靈活履責制度，充分考慮履責主體時間上的緩衝期和經濟上的承受力。
對發電集團的建議
配額制和綠證交易關乎集團公司的切身利益，對該政策應高度關注、科學謀劃、積極應對。
一是緊密跟蹤綠證發展態勢，加強與政府、行業協會等機構的彙報、溝通。積極參與自願認購綠證交易，深入研究配額制及強制購買綠證實施的各種可能情形及其對發電企業的潛在影響，研究制定相應的發展策略。針對配額制及強制購買綠證啟動的時機、履責主體的認定、配額指標的分配、履責成本的疏導等重大問題，與政府部門保持密切溝通，主動彙報相關研究成果信息、積極參加政府有關部門的會議、細緻答覆有關部門的信函，同時，努力促請行業協會等第三方機構向政府部門反映發電企業合理訴求。
二是將可再生能源放在更加優先發展的地位，加快推進電源結構優化。政策環境方面，當前集團公司非水可再生能源發電量僅為火力發電量的7%左右，一旦政府按既定計劃實施強制綠證交易，要實現2020年15%的規定目標將面臨極大困難，除非通過市場大量購買綠證、付出很大經濟成本。投資收益方面，今年上半年風電、光伏的度電利潤分別達11.99分和25.29分，中長期看，雖然有補貼退坡、市場競價讓利的風險，但同時也存在棄風率和棄光率下降、單位投資運營成本下降、環境收益“變現”(碳交易和綠證交易)等預期利好，仍有望保持較好的收益率。基於此，可考慮在規劃、計劃、投資、研發、人力、財務、物資等方面加大對可再生能源的支持力度，特別是加大起步較晚的非水可再生能源如光伏的扶持力度。
三是全面推進市場化運營，全力提升可再生能源的成本競爭力。在電力市場化改革全面推進和可再生能源發電成本持續下降的背景下，不論是否啟動強制綠證交易，越來越多的可再生能源電量參與市場競爭已成定局。隨著可再生能源電量的持續快速增長，可再生能源電量與其他發電量的競爭、可再生能源企業之間的競爭將成為未來發展主線。由於電能產品的同質性，未來競爭的關鍵是成本的高低。因此，必須將“價值思維、效益導向”的理念和“精品工程”的要求全面應用到每一個可再生能源存量和增量項目，真正實現每個項目在可研、設計、建設和運營全壽命週期的精細化管理。（來源:中國電力企業管理 作者:朱髮根 ）
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