中國儲能網(wǎng)訊：2017年7月，我國綠色電力證書（簡稱綠證）自愿認購交易正式啟動，中國大唐集團有限公司（簡稱集團公司）同其他主要發(fā)電集團成為首批綠證銷售單位。根據(jù)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(yè)產(chǎn)生重大影響。
綠證概述
綠證代表通過認證、特定數(shù)量的可再生能源發(fā)電量的環(huán)境價值。綠證交易的實質(zhì)即可再生能源的環(huán)境價值通過電力市場確認、變現(xiàn)的過程，包括“強制購買”和“自愿購買”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(zé)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(fā)展指標、在電力市場上出售或采購綠證的交易方式?！白栽纲徺I”是電力用戶通過自愿方式購買綠證的交易方式，為用戶支持可再生能源發(fā)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(jié)算，同時通過出售綠證獲得額外收入，采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(nèi)可再生能源上網(wǎng)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(shù)歐盟國家。
對于我國而言，考慮實施綠證以及與其密切相關(guān)的可再生能源配額制主要基于以下原因：一是消減日益擴大的可再生能源補貼缺口，緩解發(fā)電企業(yè)財務(wù)困境；二是通過行政手段規(guī)定履責(zé)主體發(fā)展可再生能源的義務(wù)，確保國家實現(xiàn)可再生能源發(fā)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(fēng)、棄光等現(xiàn)象；四是通過綠證交易，促進可再生能源企業(yè)之間的競爭，降低發(fā)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(chǎn)生的，之后丹麥、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(jīng)濟發(fā)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。由于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(jié)合各國配額制目標，從綠證核算、綠證交易、市場監(jiān)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(fā)展實踐來看，配額制目標包括宏觀層面政府設(shè)定的可再生能源發(fā)展目標和微觀層面履責(zé)主體承擔(dān)的配額指標?？稍偕茉窗l(fā)展目標一般根據(jù)可再生能源資源稟賦、技術(shù)水平和經(jīng)濟可承受能力等因素綜合確定，通常表現(xiàn)為可再生能源發(fā)電量的市場份額，如澳大利亞規(guī)定到2020年電力供應(yīng)的20%須來自可再生能源，也有少數(shù)國家和地區(qū)選擇可再生能源發(fā)電裝機作為發(fā)展目標，如美國德克薩斯州規(guī)定到2025年可再生能源發(fā)電裝機達1000萬千瓦。此外，為促進太陽能發(fā)電、分布式能源等新興技術(shù)的發(fā)展，不少國家和地區(qū)的可再生能源發(fā)展目標將其單列設(shè)置、獨立完成，如美國實施配額制的29個州中有18個州對太陽能或分布式能源設(shè)定了獨立的發(fā)展目標，其中，亞利桑那州要求2012年以后30%的可再生能源發(fā)電量須來自分布式能源，內(nèi)華達州要求到2025年可再生能源發(fā)電量的5%須來自太陽能。
為落實可再生能源發(fā)展目標，除意大利等少數(shù)國家外，大多數(shù)國家和地區(qū)選定售電商或供電商作為履責(zé)主體承擔(dān)的配額發(fā)展指標。配額指標通常是在再生能源發(fā)展目標的基礎(chǔ)上，采用等比例法分攤到各履責(zé)主體，如澳大利亞、英國、意大利以及美國多數(shù)州的履責(zé)主體均采用相同比率的配額指標。也有少數(shù)國家和地區(qū)考慮到配額制實施早期各家履責(zé)主體存在 “先天差異”，采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占比為基準值，此后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(wǎng)網(wǎng)架堅強程度的差異，在等比例配額指標的基礎(chǔ)上乘以電網(wǎng)堅強系數(shù)（見表）。
綠證核算
綠證通常由政府指定的運營管理機構(gòu)核發(fā)，證書一般包括發(fā)電企業(yè)名稱、可再生能源品種、技術(shù)類型、生產(chǎn)日期、可交易的范圍、唯一識別編號等信息，表現(xiàn)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(shè)定，多為1年或多年，甚至不做限制。從各國實踐來看，納入綠證核算范圍的可再生能源主要包括水電、風(fēng)電、光伏、光熱、海洋能發(fā)電、地?zé)岚l(fā)電、生物質(zhì)和垃圾發(fā)電，也有部分國家和地區(qū)出于推動節(jié)能減排或新技術(shù)發(fā)展等原因，對核算范圍進行“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(lián)產(chǎn)、飛輪儲能等也納入綠證核算范圍。
在核算方法上，大多數(shù)國家規(guī)定1000千瓦時的可再生能源電量可核發(fā)1個綠證，但部分國家和地區(qū)引入“乘數(shù)”規(guī)則，以支持特定的可再生能源發(fā)展。如美國特拉華州規(guī)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(guī)定1000千瓦時的沼氣、路上風(fēng)電和海上風(fēng)電分別獲得0.5、1和1.5個證書，韓國規(guī)定海岸距離5千米之內(nèi)和之外的1000千瓦時海上風(fēng)電分別獲得1.5和2個證書。
在核算管理上，大多數(shù)國家和地區(qū)不區(qū)分可再生能源的技術(shù)類型，實行統(tǒng)一形式的綠證管理，但也有少數(shù)國家和地區(qū)實施分類核算與管理。如澳大利亞將綠證分為大型發(fā)電證書和小型技術(shù)證書，大型發(fā)電證書針對經(jīng)過清潔能源監(jiān)管委員會認證的可再生能源發(fā)電技術(shù)，小型技術(shù)證書則針對未經(jīng)認證的小型發(fā)電機組（光伏、風(fēng)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(huán)節(jié)：一是登記，可再生能源發(fā)電企業(yè)到運營管理機構(gòu)登記注冊；二是核發(fā)，運營管理機構(gòu)經(jīng)審核后向發(fā)電企業(yè)發(fā)放綠證；三是買賣，履責(zé)主體通過現(xiàn)貨、短期合同、長期合同等形式向發(fā)電企業(yè)或擁有富余綠證的主體購買綠證，交易完成后綠證所有權(quán)由出售方轉(zhuǎn)移到購買方賬戶，相應(yīng)的綠證通常退出市場、避免重復(fù)出售；四是申報，履責(zé)主體向政府部門報告擁有的綠證數(shù)量，完成配額指標6。交易過程中，大多數(shù)國家和地區(qū)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(fā)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(fā)電技術(shù)類型、季節(jié)波動、監(jiān)管懲罰強度等多種因素相關(guān)，具有較大的差異性和波動性。從美國新英格蘭地區(qū)各州的綠證現(xiàn)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(yīng)在2013～2015年期間供應(yīng)偏緊，單位綠證的交易價格達50～60美元，而同期的緬因州由于生物質(zhì)發(fā)電計入綠證核發(fā)范圍、綠證供應(yīng)顯著高于需求，價格降至10美元以下。澳大利亞大型發(fā)電技術(shù)證書價格因供應(yīng)增加，自2016年下半年以來震蕩下行，但截至2017年6月仍高于75澳元；小型技術(shù)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(qū)的交易市場來看，風(fēng)電由于成本和價格較低在早期時是綠證交易主體，太陽能發(fā)電由于價格快速下降、有取代風(fēng)電成為交易主體的趨勢（見圖1、圖2）。
綠證交易使電量的環(huán)境價值實現(xiàn)“貨幣化”，在一定程度上推高了終端電價。根據(jù)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(jù)澳大利亞能源市場委員會預(yù)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(jiān)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(jiān)管機構(gòu)。通常由能源主管部門或相關(guān)公共機構(gòu)開展市場監(jiān)管，主要職責(zé)是監(jiān)督綠證的核算和交易過程，定期審計和考核履責(zé)主體的完成情況。對任務(wù)未完成的履責(zé)主體，大部分國家和地區(qū)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(guī)定的罰款為不高于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(guī)定罰款不超過100萬日元。
為了減少履責(zé)主體的違約行為、降低履約成本，大部分國家和地區(qū)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(dāng)年生產(chǎn)或購買但未使用的綠證在未來一定年度內(nèi)仍然有效，如美國德克薩斯州允許綠證的有效期延后1～2年；二是寬限期制度，即履責(zé)主體若當(dāng)年內(nèi)未完成配額指標，其將有機會在規(guī)定的時間內(nèi)補齊差額，如澳大利亞規(guī)定履責(zé)主體在違規(guī)之后的3個季度內(nèi)補齊差額即可退回罰金；三是設(shè)定綠證價格上限，避免因綠證價格太高導(dǎo)致履責(zé)主體難以負擔(dān)、終端電價太高，如澳大利亞對小型技術(shù)證書的價格設(shè)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(shè)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(guān)政策研究和制定開始邁出實質(zhì)性步伐，2016年以來進程明顯加快，先后就各地非水可再生能源消納比重、煤電企業(yè)非水可再生能源配額考核、綠證核發(fā)及自愿認購交易等問題出臺政策或發(fā)函。2017年7月已啟動自愿認購綠證交易，根據(jù)相關(guān)計劃，將視綠證自愿認購情況，自2018年起適時啟動配額制和綠證強制交易。盡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巨額缺口、促進可再生能源跨區(qū)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(fā)展經(jīng)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(zé)成本可以順暢地通過市場價格機制進行傳導(dǎo)，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(fā)展機制、推出配額制和綠證的意愿強烈，但由于我國尚處于電力全面市場化改革的起步階段，未來幾年計劃電量仍將占據(jù)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(nèi)難以健全，如何依托“過渡期”的價格機制疏導(dǎo)綠證成本面臨較大考驗。針對這種情況，一是可考慮適當(dāng)延后啟動綠證強制交易，待市場電量占據(jù)主導(dǎo)、市場電價基本建立后予以啟動；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范圍，并在實施前期設(shè)定較為寬松的配額目標，以減少市場沖擊和扭曲。
二是強制購買綠證的履責(zé)主體。根據(jù)政府?dāng)M定意見8，煤電企業(yè)應(yīng)承擔(dān)非水可再生能源發(fā)電的配額責(zé)任，2020年承擔(dān)的非水可再生能源配額與火力發(fā)電量的比重應(yīng)達15%以上，可通過生產(chǎn)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(zé)主體來看，絕大部分國家和地區(qū)的履職主體是售電商或供電商，只有少數(shù)是發(fā)電商，且選擇發(fā)電商作為履責(zé)主體的國家主要是發(fā)輸配售一體化或利益相關(guān)的國家如意大利。絕大部分國家和地區(qū)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(zé)主體可通過更直接、更靈活的方式將履責(zé)成本通過終端銷售電價疏導(dǎo)出去，高效實現(xiàn)消費者為可再生能源發(fā)展“買單”的配額制設(shè)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(fā)電商作為履責(zé)主體，需通過供電商或售電商才能傳導(dǎo)給消費者，增加了交易環(huán)節(jié)和成本，容易導(dǎo)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(zé)任傳遞給輸配售企業(yè)?；诖?，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(guī)定電網(wǎng)企業(yè)全額保障收購可再生能源發(fā)電的法定義務(wù)看，均不宜讓我國發(fā)電企業(yè)作為配額制及強制購買綠證的履責(zé)主體。此外，鑒于我國棄風(fēng)、棄光等現(xiàn)象嚴重，發(fā)電企業(yè)深受其害，若最終還要為完不成非水可再生能源發(fā)電比重目標而擔(dān)責(zé)，現(xiàn)實上也不具有合理性。
三是未來綠證的核發(fā)范圍及方式。目前我國核發(fā)的自愿購買綠證僅限國家可再生能源電價附加資金補助目錄內(nèi)的陸上風(fēng)電和集中式光伏，且風(fēng)電與光伏不予區(qū)分，均按照1個證書對應(yīng)1000千瓦時電量核發(fā)。國外大多數(shù)國家和地區(qū)的綠證核發(fā)范圍均涵蓋了水電、海上風(fēng)電、分布式光伏、光熱、生物質(zhì)發(fā)電等其他可再生能源，部分地區(qū)甚至將儲能等先進技術(shù)也納入核發(fā)范圍，同時規(guī)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(shù)量?？紤]到我國尚處于自愿認購的試行階段，限定范圍、不加分類的處理方法對于推廣綠證沒有大礙，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，一是若范圍仍限定于陸上風(fēng)電和集中式光伏，根據(jù)《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》可以預(yù)期到2020年二者發(fā)電量占非化石能源發(fā)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(jīng)濟性和競爭力差異較大，若不加區(qū)分的讓其在同一平臺競爭不具公平性，難以實現(xiàn)推動前瞻、先進可再生能源發(fā)電技術(shù)進步的初衷。綜上，若國家寄希望于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，并顧及不同品種的競爭性、設(shè)計相應(yīng)的綠證“乘數(shù)系數(shù)”。
四是自愿市場與強制市場的定位與銜接。從國外經(jīng)驗來看，綠證的“自愿購買”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“自愿購買”實現(xiàn)，我國與之最大的區(qū)別在于用戶支付能力明顯較差、現(xiàn)有電價水平顯著偏高，這一國情決定了自愿市場在我國很可能難以取得理想業(yè)績，在單純依靠自愿市場的情形下，綠證作用將十分有限。若推出強制綠證交易，如何在實現(xiàn)國家非化石能源發(fā)展目標的前提下，通過什么樣的原則和方法分別確定未來各個年份的自愿、強制市場規(guī)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(fā)展目標和自愿市場發(fā)展態(tài)勢確定強制市場規(guī)模，自愿、強制市場應(yīng)分設(shè)運行。鑒于我國地域較廣、市場較大，若兩類市場推出的產(chǎn)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。自愿認購綠證啟動后，我國實施綠證與固定電價制度并行的政策。在當(dāng)前階段，考慮到自愿認購綠證主要用于引導(dǎo)消費者“進場”、緩解固定電價制度產(chǎn)生的補貼缺口，輔助性、補充性的功能定位明確，二者并行不悖。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(xié)調(diào)固定電價與強制購買綠證的關(guān)系面臨兩難抉擇。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(quán)，因為強制購買綠證是法定義務(wù)、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(shè)計，即存量老政策（固定補貼）、增量新政策（強制綠證交易），或?qū)Σ煌目稍偕茉床捎貌煌碾妰r政策，如陸上風(fēng)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(jiān)管與風(fēng)險控制的關(guān)系。為加強監(jiān)管與考核，我國政府相關(guān)文件擬對沒有完成配額的履責(zé)主體，責(zé)令其在規(guī)定期限內(nèi)完成，逾期未完成取消業(yè)務(wù)許可證，相關(guān)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(guī)定對未完成配額目標的履責(zé)主體進行懲罰，罰款高于綠證交易平均價格；另一方面，為規(guī)避履責(zé)成本過高并過度抬高電價的風(fēng)險，設(shè)計了綠證價格上限和證書儲蓄、寬限期等靈活履責(zé)制度。因此，若下一步實施配額制和強制綠證交易，相關(guān)監(jiān)管措施最好兼顧目標實現(xiàn)和履責(zé)風(fēng)險，細化責(zé)任認定、懲罰措施、價格機制及各種靈活履責(zé)制度，充分考慮履責(zé)主體時間上的緩沖期和經(jīng)濟上的承受力。
對發(fā)電集團的建議
配額制和綠證交易關(guān)乎集團公司的切身利益，對該政策應(yīng)高度關(guān)注、科學(xué)謀劃、積極應(yīng)對。
一是緊密跟蹤綠證發(fā)展態(tài)勢，加強與政府、行業(yè)協(xié)會等機構(gòu)的匯報、溝通。積極參與自愿認購綠證交易，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(fā)電企業(yè)的潛在影響，研究制定相應(yīng)的發(fā)展策略。針對配額制及強制購買綠證啟動的時機、履責(zé)主體的認定、配額指標的分配、履責(zé)成本的疏導(dǎo)等重大問題，與政府部門保持密切溝通，主動匯報相關(guān)研究成果信息、積極參加政府有關(guān)部門的會議、細致答復(fù)有關(guān)部門的信函，同時，努力促請行業(yè)協(xié)會等第三方機構(gòu)向政府部門反映發(fā)電企業(yè)合理訴求。
二是將可再生能源放在更加優(yōu)先發(fā)展的地位，加快推進電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化。政策環(huán)境方面，當(dāng)前集團公司非水可再生能源發(fā)電量僅為火力發(fā)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(xiàn)2020年15%的規(guī)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(jīng)濟成本。投資收益方面，今年上半年風(fēng)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(fēng)險，但同時也存在棄風(fēng)率和棄光率下降、單位投資運營成本下降、環(huán)境收益“變現(xiàn)”（碳交易和綠證交易）等預(yù)期利好，仍有望保持較好的收益率?；诖?，可考慮在規(guī)劃、計劃、投資、研發(fā)、人力、財務(wù)、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(fā)電成本持續(xù)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(xù)快速增長，可再生能源電量與其他發(fā)電量的競爭、可再生能源企業(yè)之間的競爭將成為未來發(fā)展主線。由于電能產(chǎn)品的同質(zhì)性，未來競爭的關(guān)鍵是成本的高低。因此，必須將“價值思維、效益導(dǎo)向”的理念和“精品工程”的要求全面應(yīng)用到每一個可再生能源存量和增量項目，真正實現(xiàn)每個項目在可研、設(shè)計、建設(shè)和運營全壽命周期的精細化管理。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2018年06期，作者單位為中國大唐集團有限公司
