補貼換綠證，光伏未來是福是禍？

在2017年2月國家發改委、財政部、國家能源局(簡稱「三部委」)聯合公布的《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》中首次提到了綠色電力證書(簡稱「綠證」)的概念。而根據國家可再生能源信息管理中心的相關部署，從2017年7月1日開始，綠證交易將全面開始實施。

眾所周知，在全球範圍內，美國、英國、澳大利亞等多個國家已實行了綠色電力證書交易制度。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。「市場電價+綠證收入」對於可再生能源支持政策而言，也成為了「標杆電價」政策(以下簡稱「補貼」或「補貼政策」)以外的另一種選擇。

而對於光伏發電產業而言，綠證是否會成為當前補貼政策的一種普遍替代形式?綠證交易到底是自願參與還是強制參與?綠證交易有哪些參與者?綠證政策對於光伏發電行業而言，到底有多大的影響?綠證政策是否追溯存量電站?在綠證政策尚不明朗的情況下，該如何開展產業投融資活動?

在SOLARZOOM新能源智庫看來，上述這些問題乃當下光伏產業及金融投資者最為關注的問題，亦會對未來相當時期的產業發展路徑產生重大影響。本文將針對這些問題展開討論。

【什麼是綠證】

的綠色電力證書是由國家可再生能源信息管理中心向列入財政部可再生能源電價附加資金補助目錄的陸上風電和光伏電站(分散式光伏發電除外)所核發的具有唯一碼標識的電子憑證，每MWh電量核發1個綠證。

關於綠證交易及綠證的價值，存在三大基本原則：(1)發電企業綠證一經出售不再享受補貼，(2)綠證認購價格不高於補貼，(3)綠證不得多次交易。

綠證交易分為自願交易和強制交易兩種形式。

如上文所述，自2017年7月1日開始實施的是綠證的自願交易。在自願交易階段，綠證的主要買方包括政府機關、企事業單位和自然人等。但由於缺乏強制力，綠證的價值很難體現出來，亦不會產生巨大的市場交易規模。

而自2018年起，三部委將「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」。在上述「強制交易綠證+配額制」政策下，綠證的主要買方將至少包括高耗能、高污染的火電企業。這意味著，只要相關政策明確以下三個問題並由強有力的部門嚴格督促執行，綠證交易市場將在價格、成交量方面達到預期的理想狀況：(1)明確規定一個尚未達到的綠色電力佔比，比如「非水可再生髮電量/火電發電量>=15%」，(2)明確規定若強制參與方自身的光伏、風電發電項目所發電量無法滿足上述要求，可以通過購買「綠證」達標，(3)明確規定若強制參與方即使購買綠證也無法達標的，應繳納一定金額的罰款，該罰款的單位水平須高於目前光伏、風電的單位補貼。由此可見，綠證和配額制是相輔相成的兩個「孿生兄弟」，配額制是綠證產生價值的前提條件，綠證交易是配額制目標的實現手段。

從SOLARZOOM新能源智庫看來，綠證自願交易只是一個階段性的過渡形態;綠證要發揮其替代補貼的巨大作用，必須在強制交易的政策框架下展開。本文也將著重就未來強制交易階段的綠證政策展開討論(如未加以特別說明，以下討論中的綠證均指以火電企業為買家的強制交易)。

【為什麼要推行綠證政策】

眾所周知，目前集中式光伏、風電普遍採用「標杆電價」的補貼政策。而在過去幾年，隨著新能源系統成本的快速下降及金融機構對新能源發電行業認同度的不斷提高，度電要求電價出現了快速下降，從而導致了四個結果：(1)行業超額收益增加，(2)行業裝機規模快速提升，(3)國家多次下調度電補貼，(4)可再生能源基金的補貼缺口以幾何級數迅速擴大。

根據SOLARZOOM新能源智庫測算：(1)前六批可再生能源項目(15年2月前併網)每年的補貼需求量與目前每年可再生能源基金實際安排的支出量基本相當(約600多億元)，並不存在顯著缺口。(2)截止2017年中併網的第七批及以後項目(15年3月後併網)未來每年的補貼需求量約為450億元，如可再生能源電價附加不從0.019元/度向上調整，則無法滿足該缺口。(3)截止2017年年中應發而未發的存量補貼缺口約為900億元，該數字在2016年年中的官方表述為550億元。

圖1 可再生能源補貼缺口概算表

正是在上述可再生能源基金嚴重缺口的大背景下，綠證政策成為了三部委已幾乎達成一致認可的政策工具。綠證政策對於國家而言，其本質是將「可再生能源標杆電價與火電標杆電價之間缺口部分」的資金義務從國家可再生能源基金轉移至火電企業，對電力用戶終端而言其實並無差異。

那麼，為什麼國家不選擇除綠證以外的其他政策選項，即「上調終端電力用戶電價，並上調可再生能源電價附加」呢?

SOLARZOOM新能源智庫認為，從2015年底開始，國家宏觀經濟調控的大方向一直是「三去一降一補」，不斷降低企業成本。而2017年5月17日國務院常務會議上，李克強又再次強調了「推進省級電網輸配電價改革，合理降低輸配電價格。擴大發電企業和用戶直接交易規模。調整電價結構，通過取消工業企業結構調整專項資金、降低重大水利工程建設基金和大中型水庫移民後期扶持基金徵收標準、適當降低脫硫脫硝電價等措施，減輕企業用電負擔。」因此，在當前宏觀經濟增速逐步放緩的大趨勢下，未來相當一段時間內電價的整體方向將是「以降為主」。在明確了電力用戶電價下降的目標后，無非是降電力交易電價、降輸配電價、降政府性基金;可再生能源電價附加作為政府性基金的一部分，逆勢上調的概率幾乎為零。需要補充說明的是，「降低電力用戶電價、降低政府性基金」是國務院層面的政策，而「可再生能源電價附加」是部門層面的政策，故而後者與前者不可能出現方向性的差異。

因此，從邏輯推導上看，「強制交易綠證+配額制」成為了在當前宏觀經濟政策約束條件下解決不斷擴大的可再生能源補貼缺口問題的唯一可能的方案。事實上，據SOLARZOOM新能源智庫了解及初步確認：從可再生能源第七批項目開始，三部委就將普遍採用綠證政策。而關於前六批項目截止目前的存量缺口，近期三部委已聯合出台《關於開展可再生能源電價附加補助資金清算工作的通知》，以解決該歷史遺留問題。

【「強制交易綠證+配額制」政策能最終出台么】

早在十多年前，配額制就引入了，成為可再生能源支持政策的一個政策選項。而在兩三年前，配額制政策則進入了徵求意見的階段。但遺憾的是，當時的配額制政策最終沒有落地，而這其中的主要阻力來自火電企業、電網和地方政府。我們知道，「強制交易綠證+配額制」的本質是將可再生能源補貼義務從「政府性基金」轉移至「市場交易電價」(在電力市場化交易背景下的火電電價)，從而對火電企業利潤和地方政府稅收將產生重要的負面影響。這是為什麼至今為止，市場仍普遍擔心火電企業和地方政府會阻礙「強制交易綠證+配額制」的推出。

那麼，「強制交易綠證+配額制」政策能最終出台么?

SOLARZOOM新能源智庫認為，完全有可能，原因是：(1)政府目標函數已發生根本性的變化，(2)「倒逼機制」使然。

2016年12月，中共中央印發了《生態文明建設目標評價考核辦法》，相關部委進而出台了《綠色發展指標體系》和《生態文明建設考核目標體系》。在上述針對地方政府的考核體系內，環境因素的重要性自1949年建國以來首次超越了GDP因素。受此影響，在2017年推進配額制政策，相比兩三年前，來自於地方政府的阻力將小很多。

另外，從「倒逼機制」的角度看，在不提高用戶側電價的前提下滿足可再生能源裝機規模增加導致的補貼需求的增加，若政府性基金不承擔增量，只有將第七批及以後項目的補貼義務轉嫁於火電企業，並通過火電企業的一部分利潤去消化，才能實現國家的戰略意圖。可以試想一下，火電企業、電網、地方政府的反對聲音和國家戰略利益相比，孰輕孰重?

因此，SOLARZOOM新能源智庫認為，最終出台「強制交易綠證+配額制」政策將成為大概率事件。但要真正推行「配額制」，由於牽涉到地方政府的表態，三部委是無能為力的，最終拍板的只能是國務院。這也是為什麼到目前為止，關於「強制交易綠證+配額制」政策將如何推行，全市場沒有人講得清楚的根本原因。

【「強制交易綠證+配額制」政策的推出時間】

根據目前SOLARZOOM新能源智庫所獲得並經初步確認的信息，可再生能源第七批項目將大概率採取綠證模式。而根據上文的分析，只有「強制交易綠證+配額制」能夠滿足約51GW的光伏風電所需要的補貼缺口。由此，我們預判：「強制交易綠證+配額制」政策將與第七批項目名單差不多時間公布。而從第五、第六批可再生能源項目的「申報-名單公布」時間差來看，從項目申報到名單公布所需時間大約為3個季度。換言之，從17年3月第七批項目申報開始向後推9個月，「強制交易綠證+配額制」預計於17年底公布。

表1 不同批次可再生能源項目申報進度

另一方面，《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》中提到了「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」。由此，可以確認，「強制交易綠證+配額制」政策將大概率於2017年底前出台。

【「強制交易綠證+配額制」政策的技術細節】

關於「強制交易綠證+配額制」政策，市場目前較為關注以下幾個技術細節：(1)「非水可再生髮電量/火電發電量」的最終水平?(2)配額制政策下，綠證有價值的年限將達多久?(3)綠證收入是否仍然會長期拖欠?(4)不同補貼單價的項目之間的競爭關係?(5)綠證是強制替代補貼，還是可選的?(6)綠證是否會追溯調整已併網項目?

在第一個問題上，根據兩三年前在市場上流傳的配額制徵求意見稿，非水可再生髮電量/火電發電量>=15%。SOLARZOOM新能源智庫判斷，本輪配額制政策所明確的非水可再生髮電量占火電發電量之比在數值上較難突破之前的版本。原因在於：「強制交易綠證+配額制」的博弈涉及到了中央政府、地方政府、火電企業、新能源企業四者。在此前的徵求意見階段，反對配額制的是核心力量是地方政府和火電企業。因此，本次配額制的推行，或許在一定程度上需要向原先主要的反對方妥協，由此導致徵求意見稿中的「15%」將大概率成為一個上限而非下限。更何況，新能源企業的整體議價能力在上述四方中是最弱的。

在第二個問題上，之所以會存在「綠證有價值的年限」這一問題，原因在於：當全社會待售綠證數量遠大於需求量時，考慮到綠證的邊際成本為0，則其價格將大概率在0附近;當全社會待售綠證數量遠小於需求量時，其價格將等接近於min(無法達標情形時的單位罰款金額，該項目所對應單位補貼)，考慮到政策中約定的單位罰款金額必然高於補貼(否則無法起到鼓勵新能源的作用)，綠證供不應求下的價格將接近於單位補貼的「頂格水平」。因此，在政策明確了非水可再生能源發電量占火電之比后，可以通過模擬測算出「綠證價值>>0」所能持續的時間。經SOLARZOOM新能源智庫測算，若對未來幾年風電、集中式光伏的新增裝機量、發電小時數、火電發電量的增速有一個中性的估計，且假設政策最終明確「非水可再生髮電量占火電比須達到15%」，則可以推算出：大約在2025年(預估數)左右將能實現該等目標，詳見圖 2的計算過程。換言之，對於當前新建的項目而言，8年內(預估數)的綠證收入是有望獲得保障的，但8年後的綠證價格將逐步趨向於0。或者說，綠證政策將補貼年限由當前20年變相縮短為了8年左右!這對於大量可再生能源的發電運營商而言，並非是正面的消息。

圖2 綠證有價值的年限核算

在第三個問題上，SOLARZOOM新能源智庫認為，在補貼政策轉為綠證政策后，原先由可再生能源基金所承擔的責任轉為火電企業，主體信用存在一定程度下降，但如果可再生能源信息管理中心承擔交易平台的作用，且國家有關部門能確保強制監督執行(這一判斷需要在強制交易開始執行后至少1年時間才能獲得)，那麼綠證收入的可獲得性並不會出現顯著下降。至於補貼/綠證收入拖欠問題，由於核發綠證的前提條件為「進入補貼目錄」，故而從項目併網到補貼目錄名單公布之間的這段時間無法節約。考慮到補貼情形下從名單公布到補貼下發的時間段只有1個多季度左右，遠短於從項目併網到補貼目錄名單公布之間的時間段，綠證政策相比補貼政策在整體收入的拖欠時間上並無法獲得顯著改善。

在第四個問題上，市場上普遍的觀點是，風電的度電補貼較低，而光伏的度電補貼較高，故而風電相比光伏有更強的競爭優勢，火電企業會優先購買來自於風電的綠證。但是，SOLARZOOM新能源智庫認為，風電和光伏相比，並沒有太大的優勢。原因在於：對於火電企業而言，「強制交易綠證+配額制」政策下行動順序將是先自建風電光伏電站，其次購買風電綠證，接著購買光伏綠證，最後繳納罰款;當市場整體可再生髮電量佔比無法達標時，風電和光伏都被買空，其各自綠證收入均達「頂格」;當市場整體可再生髮電量佔比超額完成時，由於光伏和風電均共同參與競爭且邊際成本均為0(綠證的邊際成本即申報補貼目錄所須完成的數據填報工作)，對於任意非零的價格水平，任何一個項目的發電量均可以通過填報更低的綠證價格從而獲得優先出售。當然，考慮到「火電標杆電價/光伏標杆電價

在第五個問題上，雖然目前並沒有關於「強制交易綠證+配額制」的政策細節公佈於世，但SOLARZOOM新能源智庫推測，出於政策連續性的考量，在最終政策出台的時候，大概率上不會「一刀切」，而是會提供給風電光伏電站運營商一個選擇權：既可以選擇「補貼」，也可以選擇「綠證」。如果電站運營商選擇拿綠證，那麼其所獲得的綠證收入或許只能達到8年左右(預估數，變相縮短補貼年限)。如果選擇拿補貼，那麼按照現在國家的可再生能源電價附加，可能需要等待5年甚至更長的時間，但是，國家不會「對補貼賴賬」，只是有可能「無限期拖延補貼」。

在第六個問題上，根據目前初步確認的信息及我們的模型測算，從第七批項目開始，將開始採用綠證政策。換言之，對於第六批及之前的項目，綠證政策不追溯調整;對第七批及以後項目，很可能執行追溯調整政策。當然，對於大量手持第七批及以後項目的投資商而言，綠證政策的追溯調整意味著，原先在模型測算中所估計的「20年補貼」或將變相縮短為8年(預估數)，從而導致預期現金流的大幅下降和資產的大幅貶值。不少投資者一定會質疑，國家信用何在?SOLARZOOM新能源智庫認為，即便國家可再生能源政策「由補貼換綠證」，也不意味著國家的失信。原因在於，從發改委2013年8月《關於發揮價格槓桿作用促進光伏產業健康發展的通知》中可以看到，「光伏發電項目自投入運營起執行標杆上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20年」。何所謂「原則上為20年」?可以通俗的翻譯為：在重大的國家利益面前，20年補貼不變的政策完全可以調整。而在當前，國家為了幫助各行各業的電力用戶降低用電成本，提升國家競爭力，在該等重大的國家利益面前，新能源行業的局部利益相比而言則是完全可以犧牲的。話說，連火電企業都要因配額制而犧牲一定利益，更何況議價能力較弱的新能源企業?因此，SOLARZOOM新能源智庫認為，並不存在國家失信一說。

【「強制交易綠證+配額制」政策對光伏電站的影響】

根據上文的討論，若「強制交易綠證+配額制」政策得以執行，則變相縮短了光伏電站的補貼年限，這會對光伏電站產生怎樣的影響呢?

根據SOLARZOOM新能源智庫測算，對於2015年以後併網的大量光伏項目而言，標杆電價在0.80-1.00元/度之間不等(2017年下半年以後項目標杆電價將更低)，而各地的標杆電價則在0.25-0.40元/度之間，補貼的佔比超過了50%。即使補貼轉為綠證后的綠證收入能及時獲得，由20年的補貼年限降低為8年(預估數)的「綠證有價值年限」，要達到同樣的全投資收益率(IRR)，電站資產價值要折損20-30%左右。測算模型如下：

圖3 補貼政策情形下的電站模型

圖4 綠證政策情形下的電站模型

對於整個光伏發電行業，據SOLARZOOM新能源智庫不完全統計，截止2017年中，尚未納入前六批補貼的集中式電站項目(註：分散式光伏不納入綠證政策)預計達到55GW。按照7.5元/W的電站售價計算，若補貼政策轉為綠證政策，且綠證有價值年限預估數為8年，則全光伏資產將出現大約1000億元的價值損失。考慮到目前光伏電站行業的普遍融資比例在70-80%的區間內，20-30%的資產價值損失，或將意味著大量持有第七批及以後項目的電站運營商的項目凈資產價值將降為0。甚至有部分高槓桿、高限電地區、資產質量較差的項目將出現「資不抵債」的現象，並在一定程度上將危及到為其提供資金的金融機構。

當然，上述全行業1000億左右的資產價值損失未必會完全體現在財務報表上。對於諸如五大四小之類的央企而言，由於其資金實力雄厚，上述資產的損失將在20多年的時間內分攤。換言之，由於政策變化，項目IRR降低了。而對於資金實力較弱的民營企業而言，則當其現金流無以償還其融資時，其資產價值的損失或將通過「強平變現」的方式轉為當期的一次性損失。

【綠證政策尚不明朗時的投融資建議】

考慮到目前的綠證政策尚為自願交易版，且配額制尚未正式出台，尚無法對光伏電站開展準確的估值，特別是第七批及以後項目。但可以確定的是：(1)國家可再生能源電價附加只能支付前六批項目補貼，(2)國家無意於提升可再生能源電價附加，(3)第七批項目開始採用綠證政策是極大概率的事件。因此，基於本文上述推測，按照「20年補貼變相縮短為8年」的思路可以得到電站價值的近似估計。

對於目前即將新建光伏電站(或為新建光伏電站提供融資)的情形，SOLARZOOM新能源智庫建議：(1)應根據8年(預估數)左右的「綠證有價值的期限」重新調整財務模型。若調整後項目的IRR水平仍然高於內部要求收益率，則繼續實施項目，否則停止實施項目。(2)考慮未來行業潛在的系統性風險爆發，適當調高內部要求收益率，以補償未來1-2年內可能出現的流動性缺失。(3)若為電站提供融資，則可要求運營商以項目併網后每一年的剩餘現金流加速清償本金，儘可能縮短金融機構融資的回收期限。

而對於持有第七批及以後批次的已併網項目(或為其提供融資)的情形，SOLARZOOM新能源智庫建議：可按照本文的「綠證有價值的年限」參數及市場要求IRR(無限電地區市場要求IRR在7%左右，但須補充考慮各種溢價)重新計算光伏發電資產的內在價值，若當前電站的市場價格遠高於該電站的內在價值，則說明市場尚未充分反映政策變化的預期，可加速變賣上述電站以減少未來可能出現的更大損失。