可再生能源绿证交易将启动 降低国家直接补贴强度

（原标题：可再生能源绿证交易7月启动 降低国家直接补贴强度）

从单纯补贴逐步走向绿证制度，我国可再生能源发电行业政策出现嬗变。

近日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《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》（以下简称《通知》），提出拟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。

所谓可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”），是指国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明，以及消费绿色电力的唯一凭证。

根据以上三部门安排， 从2017年7月1日起正式开展绿证认购工作，2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿证强制约束交易。

国家能源局的一位官员对21世纪经济报道记者表示，可再生能源绿证自愿交易只是第一步，关键还在于下一步的绿证强制交易。

降低直接补贴强度

为促进清洁能源高效利用，同时降低国家财政资金的直接补贴强度，中国将启动可再生能源绿色电力证书制度。

据21世纪经济报道记者了解，目前，可再生能源上网电价高于常规能源发电的差额部分，通过在全国范围，对销售电量征收可再生能源电价附加筹集。

从2006年到目前，我国可再生能源电价附加标准从最初的每千瓦时0.1分钱提高至1.9分钱，但补贴的缺口依然很大。

据国家发改委的分析，2016年上半年，可再生能源补贴资金缺口累计约550亿元，全年可能突破600亿元。但再次上涨可再生能源电价附加标准的压力很大。

面对这一局面，绿证制度应运而出。中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩对21世纪经济报道记者解释，绿证交易可以部分缓解可再生能源发电补贴的压力。

根据《通知》，风电、光伏发电企业出售可再生能源绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。

同时，各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人在全国绿证核发和认购平台上自愿认购绿证，作为消费绿色电力的证明。

而且，认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额，由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格。

例如，某个河北风电项目所在四类资源区风电项目的标杆电价为0.6元/千瓦时，而当地火电标杆0.42元／千瓦时，那么这个风电的绿电证书最高价为180元／兆瓦时。

中国循环经济协会可再生能源专业委员会政策研究主任彭澎分析，业主选择绿证的动力在于，等补贴估计要等很久，如果绿证能迅速卖掉，且价格接近补贴，业主可以考虑通过卖证书迅速回款，优化现金流。

2018年起适时启动强制交易

不过，彭澎坦陈，在绿证自愿交易的情况下，电网企业和火电企业没有强制的可再生能源发电配额，是无法通过绿证交易来解决弃风和弃光问题，促进清洁能源高效利用。

根据国家能源局的统计，2016年全年弃风电量497亿千瓦时，全国弃风较为严重的地区是甘肃（弃风率43%、弃风电量104亿千瓦时）、新疆（弃风率38%、弃风电量137亿千瓦时）、吉林（弃风率30%、弃风电量29亿千瓦时）、内蒙古（弃风率21%、弃风电量124亿千瓦时）。

为此，《通知》提出，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证强制约束交易。

彭澎指出，在可再生能源发电配额制和绿证强制交易下，确定考核主体有两种思路：一种是考核电网公司，通过对电网的配额考核，让电网想办法把绿色电力卖出去，这个比较类似国外电力市场的模式；第二种思路为考核发电企业，由发电企业承担一定的可再生能源发电配额，该配额可以自建或者绿证交易完成，否则就要承担责任。

实际上，2016年4月，国家能源局曾经下发《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》（征求意见稿）》，体现的就是第二种思路。

具体来说，2020年各燃煤发电企业承担的可再生能源发电量配额，与火电发电量的比重应在15%以上。承担配额责任的方式是自建这类项目或者购买可再生能源电力绿证。

但这一征求意见稿由于遭到发电企业的反对至今悬置。

对此，彭澎指出，未来可再生能源发电配额制和绿证强制交易到底是选择考核电网还是发电企业，都在酝酿中，最后选择哪一种也要看电力市场的改革情况。