發電企業如何應對綠色電力證書？

今年2月3日，國家發改委、財政部、國家能源局印發了《關於試行可再生能源綠色電力證書核發及自願認購交易制度的通知》（發改能源【2017】132號），提出在全國範圍內試行可再生能源綠色電力證書核發和自願認購，自2017年7月1日起開始綠色電力證書自願認購，並於2018年適時啟動綠色電力配額考核和證書強制交易。綠證交易制度一方面替國家解決了可再生能源補貼來源問題，同時，也把可再生能源推向市場，倒逼可再生能源技術進步和生產、建設成本的下降，可再生電力價格將會下降。

發電企業應高度重視可再生能源的發展和國家試行綠色電力證書交易制度，熟悉綠色電力證書的意義和申領核發工作程序，做好可再生能源項目綠色電力證書的申領工作。

一、正確認識綠色電力證書交易機制

國家出台綠色電力證書交易機制，主要是鼓勵可再生能源發展、補償可再生能源環境效益的一種政策機制。可再生能源綠色電力證書是一種可交易的、能以貨幣計量的憑證，是非水可再生能源發電量的確認和屬性證明以及消費綠色電力的唯一憑證。

綠證交易主要目的之一是建立可再生能源電價補貼的一種補充機制。2006年實施的《可再生能源法》，制定了可再生能源電力電價補貼政策，該政策的實施，極大地促進了可再生能源產業的發展。從2006年到目前，可再生能源電價附加標準從最初的每千瓦時0.1分錢提高至1.9分錢，但電價附加標準的提高始終滯後於可再生能源發展的需求。到2016年底，可再生能源補貼資金累計缺口600多億元，一方面補貼資金總額不足，一方面由於自備機組和部分省區不按要求上繳，造成的補貼資金不能及時足額收繳到位。綠色電力證書交易制度適時出台，能夠在機制上緩解當前可再生能源電價附加資金不能足額、及時支付巨額補貼需求的矛盾。

目的之二是為了實現到2020年非化石能源佔一次能源消費比重提高至15%的承諾目標。要達到這個目標，一方面要限制化石能源消費比重，一方面要大力發展風電、光伏發電等綠色電力。當前，美國、日本、德國、英國、法國、荷蘭、瑞典、丹麥、芬蘭、加拿大、澳大利亞等20多個國家實行了綠色電力證書交易制度。國際經驗表明，推行綠色電力證書交易，通過市場化的方式，給予生產清潔能源的發電企業必要的經濟補償，是可再生能源產業實現可持續健康發展的有效措施，是一種市場化的補貼機制。

面臨國家推行綠證交易，發電企業要認真學習研究綠色電力證書交易制度，跟蹤研究國家後續將下發的相關制度和實施細則，學習掌握綠證申領和交易的操作流程，做好綠證交易的各項準備工作。

二、重視綠色電力證書申領工作

按照當前可再生能源電價補貼模式，電網公司沒有按照財政部102文件要求，按月支付目錄內項目補貼款，由於缺口較大，直到財政部撥款后才能按比例支付目錄內補貼，造成前六批目錄項目補貼支付遲緩。此時出台的綠色電力證書自願認購制度可以從一定程度上緩解補貼資金不足的矛盾，可再生能源項目申領綠色電力證書是一項積極響應國家文件要求，確認非水可再生能源發電量和屬性證明的重要工作，是可再生能源補貼資金來源的重要補充之一。

非水可再生能源發電企業應高度重視，按照綠證申領規則積極落實綠證申領，為下一步綠色電力證書交易做好準備。已經納入前六批電價補貼目錄的風電、光伏項目要立即啟動相關工作，按照國家可再生能源信息管理中心的工作要求，提交權屬資格所需文件，通過資格審核並獲得申請證書的權屬資格，並在今年7月1日前，完成申領1-5月份結算電量的綠色電力證書。尚未納入目錄的企業應積極跟蹤國家第七批可再生能源補貼目錄的申報、審核、發布等工作。

三、做好綠色電力證書的自願交易工作

當前，可再生能源發展受到補貼資金不足的制約，這主要體現在可再生能源補貼目錄更新遲緩，可再生能源項目投產後相當長時間內難以納入目錄，補貼資金短期內難以落實。綠色電力證書自願交易工作雖然能夠在一定程度上緩解補貼資金撥付滯后的矛盾，但仍存在一些問題需要進一步研究。一是綠證定價問題。綠證交易市場尚未實現充分競爭形成價格，綠證定價問題成為綠證交易的一個難點，綠證價格設定了上線未設定下線，掛牌價格無法反映綠色電力的市場價值。二是綠證僅解決電量補貼，無法解決送出線路的補貼問題。三是綠證自願交易是由政府固定補貼向市場化補貼方式的轉變，相關的機制和實施細則尚未健全。四是沒有強制配額做保障，僅靠情懷的話，綠色電力證書自願認購資金難以對電價補貼實現功能替代。五是要求掛牌價格不超過可再生能源電價補貼額度，而各資源區由於煤機標杆電價水平不同，造成電價補貼標準不同，將導致綠證掛牌價格差異較大，不利於在統一平台進行綠證交易。六是綠證交易的監管體系尚未建立。

因此，發電企只能做好綠證交易的準備工作，根據規則適時開展交易工作，衡量開展綠證交易獲得的收益和扣除相關財務成本和時間價值后可獲得的電價補貼的關係，制定相關決策。

四、加強綠色電力證書與配額制的相關研究分析

2016年4月22日，國家能源局下發了《關於建立燃煤火電機組非水可再生能源發電配額考核制度有關要求的通知》（徵求意見稿），核心內容就是到2020年各燃煤發電企業（項目法人，含自備電廠）承擔的非水可再生能源發電量配額與火電發電量的比重應達到15%以上，建立燃煤火電機組承擔承擔非水可再生能源發電配額指標的機制，建立綠色電力證書交易機制。雖然該文件由於爭議較大而未正式下發，但《國家能源局關於建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》（國能新能〔2016〕54號）明確到「2020年，除專門的非化石能源生產企業外，各發電企業非水電可再生能源發電量應達到全部發電量的9%以上。各發電企業可以通過證書交易完成非水可再生能源佔比目標的要求。」隨著綠色電力證書制度的出台，提出將在2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易。

從可在能源發電小時數看，2011-2016年風光發電小時數基本呈逐年下降趨勢，風電小時數從2011年的1920小時下降到2016年的1742小時，光伏從2013年的1368小時下降到2016年的1125小時，棄風棄光問題成為制約可再生能源發展的重要因素之一。究其原因有二，一是整體電力行業供大於求加劇了棄風、棄光問題；二是市場消納結構性問題，西部風光富集地區需求不足，東中部地區市場容量大，能夠承載更大容量的新能源發電，但是，東部地區新能源資源相對有限。另外，同一地區不同時間也存在消納結構問題，三北地區冬季大風季節與區域集中供熱矛盾問題較為突出。

發電企業必須清醒的認識到，為徹底解決棄風棄光問題，配額制將是重要渠道之一。配額制和綠證交易是相輔相成，在自願認購綠證積極性不足的情況下，綠證交易必須需要配額製作為支撐，綠證是實施配額制的載體。可再生能源電價附加資金支持、綠證交易僅僅解決的是可再生能源發展的資金不足問題，而配額制解決的是保障可再生能源發電的問題。隨著電力市場改革的不斷深入，關於配額制如何考核、考核主體是省級政府、發電側還是售電側還有爭論，還有待國家制定相關政策進一步明確。

當前發電企業應研究分析實施配額制與綠證交易的關係，特別是既有煤電又有新能源的發電企業，要綜合分析開展配額制考核和綠色電力證書強制交易對區域整體效益的影響，提前制定應對策略，防止出現綠證對外交易造成的整體可再生能源配額不足狀況。

作者趙岩，任職於華電集團公司，系高級工程師、會計師。