权威 | 关于可再生能源电力配额与绿色电力证书交易的思考

我国能源转型和能源革命的形势以及路径选择
       
        新世纪以来，以清洁低碳为主要特点的能源转型成为各主要国家普遍的能源发展战略选择，欧美等国主要研究机构都提出，拟在未来二三十年内，通过技术进步和机制保障实现能源供应主体从煤炭、油气等传统化石能源逐渐转向风电、光伏发电等可再生能源。十八大以来，习近平总书记也提出了“四个革命，一个合作”的能源发展战略，其中两项重要内容就是推动能源消费革命和能源供给革命。我国目前能源结构仍以化石能源为主，2016年，化石能源占一次能源消费比重达86.7%,特别是煤炭消费占能源消费比重达到62%。虽然近年来清洁能源占比快速提高，但是未来较长一段时间我国能源供应的主体仍将是煤炭。能源转型的核心内容，将是在优化利用存量化石能源项目、确保实现能源供应安全的前提下，通过政策激励使清洁低碳能源成为我国能源供应增量的主要来源，通过逐步替代，最终实现能源供应主体的彻底转变。但过程中还需要注意两个方面的问题：

        一是低碳才是能源供给革命的核心特征。近年来，很多观点用污染物超低排放的环保概念来替代低碳的能源转型概念，扰乱了能源转型的核心方向。能源转型必然有利于环境保护和生态文明建设，但这并不是说减少污染物排放就是能源转型的核心概念，能源转型实际上是一个更高的战略性要求，低碳是其主要特征之一。发电企业减少二氧化硫、粉尘等污染物排放，是企业天然的义务，无论是否进行能源转型，这都是企业应当且必须履行的社会责任。如果再结合先进国家的政策激励方向以及习近平总书记提出的到2030年左右我国二氧化碳排放达到峰值的要求，我们就可以看出，我国能源供给革命的最终方向并不是化石能源的超低排放，而是实现一个对环境最大程度友好的低碳的能源供应体系。

        二是能源消费革命的动力严重不足。长期以来，我国能源特别是电力领域统购统销的销售模式严重弱化了电力消费者的自主选择权，使得各方的关注焦点过度集中在单一的能源成本方面，忽视了消费侧的责任。就电力而言，消费者从电网买电，只需要关注价格，不用考虑用的电是哪里来的，是什么发电品种发的。如果仍维持原有的电力市场格局不变，推动能源结构转型就相对简单，因为只需要关注发电侧就够了，发电侧实现了结构调整，用户侧的结构自然就调整过来了。但是从目前看，一方面发电侧自身调结构的动力不足，近年来各发电集团投资燃煤发电项目的冲动仍然很大，另一方面，在供给侧改革的大背景下，如果没有消费侧的推动，供给侧的积极性很难提高，也不利于解决消纳的问题。随着电力体制改革的逐步推进，发电企业与电力用户之间的协议购售电有望成为电力市场的主要交易方式之一，这就为用户侧的主动选择提供了便利条件。能源转型的最终受益者是全社会的所有企业和个人，通过有效的政策激励，推动有意愿和一定经济承受能力的电力用户优先使用低碳能源，通过这些先进企业和个人的示范带动作用，最终形成全社会积极利用低碳能源的整体氛围和市场导向，才是能源消费革命的核心内容。实际上，新能源发电技术的兴起和能源转型的由来，也是由消费侧驱动的。传统的化石能源利用带来了无法承受的资源和环境压力，才会迫使丹麦等欧洲国家转向新能源发电技术开发。

        从低碳能源的各类品种来看，考虑到水电存在资源总量的制约以及开发成本也将不断上升，未来增长的空间可能有限。福岛核事故后，全球的核电建设也进入了低潮期，核电建设受到整体社会氛围的制约，未来发展存在一定的不确定性。从上世纪到现在，风电、光伏发电等新能源已经走过了三四十年的发展历程，技术进步和成本下降的速度有目共睹，且迄今未发现颠覆性的制约因素。未来如果不出现当前无法预见的新兴清洁能源发电技术，风电和光伏发电将成为全球能源清洁低碳发展和能源转型的主要推动力。

        但是，在不考虑化石能源环境成本的情况下，从未来一段时期来看，风电、光伏发电仍将面临相对成本较高的问题，如何通过良性的机制设计，使我国以最小的系统成本完成能源转型，是摆在我国决策者和整个能源产业发展面前的核心问题之一。

我国新能源产业和政策现状

        从目前全世界的实践来看，风电、光伏发电等新能源产业仍是政策驱动。近年来，我国风电和太阳能发电在产业政策的扶持下快速发展，取得了举世瞩目的成就，但目前也面临弃风弃光加剧和补贴资金不足的问题。关于这一现象的原因分析很多，但个人认为，从根源上来说，这是当前的扶持政策体系与产业发展实际需求不匹配矛盾的突出体现。

        自2006年起，我国逐步对各类新能源实施标杆电价政策，其特点是政策相对稳定，财务模型也比较简单，企业根据可研报告和标杆电价很容易测算收益，在产业发展初期极大地降低了企业经营风险，促进了产业快速发展。但是在发展到一定规模之后，其弊端也逐步显现，首先是电价附加不可能无限制上涨，德国居民电价中的附加已经超过6欧分，负担比较重。而且价格政策比较僵化不利于充分发挥市场竞争的降成本作用。我们2009年制定的风电标杆电价当时在全世界是比较低的，但是目前一些国家陆上风电每千瓦时招标价格已经降至4-5美分，海上风电的招标价格已经降至6-7欧分，都比我国现行的价格低。其次也是最关键的，标杆电价政策主要是对发电侧进行激励，其他环节特别是消费侧的责任不清晰，大家建的积极性有了，用的积极性不足，容易“重建轻用”造成限电。

        实际上，目前面临的绝大多数问题都是新能源的利用率不高造成的。近年来，随着技术进步，我国风电、光伏发电的实际发电成本已经大幅下降，具备了大幅降低补贴强度的基础，但是限电已经成为补贴降低的主要障碍。例如2016年全年我国风电限发约500亿千瓦时，估算全行业经济损失250亿元，如果这些电都能发出来，在确保全行业收益不减少的前提下，全国风电平均度电补贴可以从目前的每千瓦时0.2元大幅降低至0.1元。实际上大量的财政补贴资金都通过限电或者与自备电厂直接交易的方式流入了本该淘汰的燃煤电站或者高耗能产业。因此，进一步加强对消费侧的激励和引导，确保新能源电力的充分利用，大幅减少新能源并网运行不必要的系统成本，才应是未来政策设计的重点所在。

        此外，随着简政放权的深入推进，原有政府职能也在逐步转变，之前有关部门主要通过价格审批和项目审批管理，逐步过渡到规划管理，也就是定年度规模，价格也逐步调低，但是运行一段时间之后，又出现了矛盾。比如年度规模，到底每年的规模多少是合理的？每个省的合理规模又是多少？有人说按照规划来，但是规划不能等同于计划，规划只是个指导性的文件。价格问题也是一样的，我们虽然建立了价格退坡机制，但是降多少合适？降多了产业受不了，降少了产业容易过热，人为测算的价格无法精确的反映市场供需的变化。从市场化改革来看，随着燃煤标杆电价政策的取消，双边交易电量的电价是实时变动的，原有的两部制标杆电价补贴模式相当于失去了补贴基数，难以为继。这几类矛盾现在日益尖锐，只能通过市场化的手段加以解决。

        综上，可以看出，经过十多年的快速发展，整个新能源产业的扶持政策体系必须进行重大调整。在政策调整过程中，一定要坚持充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，要最大限度减少行政管制，政府不该管和管不了的，要交给市场来调节。根据李克强总理在2016年政府工作报告中提出的“完善风能、太阳能、生物质能等发展扶持政策，提高清洁能源比重”的要求，通过深入研究比较各类支持可再生能源产业发展的政策，可以考虑借鉴国际先进经验，结合电力市场化改革和简政放权，深入研究和适时启动可再生能源电力配额考核制度，同时配套实施绿色电力证书交易制度。

关于可再生能源电力配额考核和绿色证书交易制度的思考

        可再生能源电力配额考核制度及配套的绿色电力证书交易机制是国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策，目前英国、澳大利亚、瑞典、挪威、意大利、日本、韩国和印度等20多个国家以及美国29个州和华盛顿特区等均实施了配额制考核。如美国加利福尼亚州最近提出到2020年可再生能源在全部电力消费中的比例要达到50%，英国提出到2020年可再生能源电量占比达到30%。

        国外可再生能源配额制政策体系主要以电力市场为基础，对参与市场竞争的电力供应商提出约束性的可再生能源电力配额要求，并通过绿色电力证书交易制度实现配额指标的流转，可再生能源电力除了通过电力销售获得电价收入，还可以通过绿色证书交易获得额外收入。承担购买配额的主体，有的是售电企业（如美国大部分州、英国），有的是发电企业（如韩国、印度）。从实施效果来看，配额制对可再生能源发展起到了重大推动作用，已证明是一种行之有效的促进可再生能源可持续发展且符合市场化原则的长效机制。

        在我国，实施配额制也是动员和督促能源领域各个相关方推进能源转型的重要抓手。跟现行的标杆上网电价政策相比，可再生能源配额考核和绿色证书交易制度对可再生能源发展目标更加直接可控，各方责任更加清晰，通过对各类可再生能源证书比例的控制，可以灵活引导不同类型可再生能源品种的发展。同时，“看不见的手”代替了政府管制，使得项目开发建设、价格、资金的管理进一步简化，主要由市场主体自行决定，最终实现能源转型的整体系统成本最小化，这才是可再生能源电力配额考核和绿色电力证书交易机制的主要目的，而缓解限电和减少补贴强度只是政策的必然效果。

        首先，配额制是推动能源转型的有力抓手。中央提出能源供给和消费革命，中长期具体的要求，其实就是看一次能源消费中15%和20%非化石能源比重指标是不是完成了，所以这个责任要分解落实，并且必须不折不扣地执行。通过制定各省（区、市）电力消费总量中的新能源发电的比重目标，实际上是进一步明确了各地区能源转型的责任，将来谁完成了配额，谁就完成了对15%和20%的责任。国务院能源主管部门则只要承担事中事后监管的责任，通过对可再生能源开发利用情况进行监测考核，督促各类市场主体形成合力完成能源转型的目标。

        其次，配额制将重点激励对象从发电侧转向了消费侧。更加强调了利用新能源电力的责任，可以有效解决消纳问题。目前，随着成本的快速下降，大家建设新能源的积极性已经较高，假如对售电公司规定所售电量中的可再生能源消纳比重，售电公司必须去购买新能源电力并且必须把它卖给用户，那就必须确保电能够优先发出来，使得用户侧消纳的责任比较清晰，积极性比较高，这就能有效解决新能源“重建轻用”的问题。

        第三，配额制可以极大地激发市场主体的主观能动性。在配额制政策框架下，地方政府和开发企业可以根据自身的资源条件和技术优势自主选择成本最低的方式来完成配额，每年开发什么品种电源？开发规模多大？都由地方政府和企业自主决定。届时，绿色证书交易的价格也会有效控制发展的节奏，如果某一年装机多了，证书供给过剩，价格下跌，下一年的投资意愿就会减少，这就避免了人为设置分品种的发展目标和年度指标与实际需求不符合的矛盾，也确保了系统总成本最小。

        第四，配额制可以有效解决补贴标准和退出的问题。用绿色电力证书交易的价格来替代财政补贴，最大的好处就是无需中央财政资金补贴，由各类市场主体根据能源转型的要求自发进行利益分配，避免了补贴缺口越滚越大。同时也解决了补贴多少合适的问题，因为绿证的交易价格由买卖双方自主决策，成交价格就是最合适的价格，不存在过高或者过低的问题，避免了政府定价产生的矛盾。如果未来可再生能源技术进步比较快，成交价格就会快速降低，最后自然归零。为稳妥起见，在最早两三年的过渡时期，可以考虑采取仍由中央财政资金承担一部分分品种的固定数额的度电补贴的模式，确保新建项目的基本收益，随着市场化机制的完善，逐步过渡到完全的绿色证书交易。

几个关键问题的思考

（一）为什么要有自愿和强制两个市场？

        根据习近平总书记“四个革命，一个合作”的要求，能源供给革命和消费革命实际上是两个概念，不可偏废。强制交易着眼于能源供给革命，通过绿证强制交易价格体现新能源发电的外部环境效益，确保新能源开发企业的经济效益，提升新能源项目投资的积极性。最关键的一点，在强制配额考核的政策体系下，虽然由于市场机制的作用，企业经营的不确定性有所增加，但是新能源行业发展的整体稳定性大大增加了，强制配额考核会创造一个基本稳定的国内新能源年度增量市场需求，这一点对于新能源产业的发展和确保低碳能源的供给至关重要，避免了产业发展规模的大起大落或者逐步萎缩。

        自愿交易着眼于能源消费革命。目前，有观点认为，自愿交易可能不会起作用，但是个人认为，自愿认购的市场空间不容低估，从国外实践经验看，绿色电力证书的自愿认购是一个重要的市场，绿色电力消费理念的普及也会极大的推动能源供给侧的结构转型，美国目前约三分之一的绿色电力证书由消费者自愿购买。建立绿证自愿认购体系，实际上是给了消费者充分而灵活的选择权，使得愿意购买和使用新能源的企业和个人有了通畅的渠道。最终通过两个市场的合力来加速实现能源转型。我国目前新能源发电占全部发电量的比重只有5%，民间绿色能源消费需求即使总量不大，但是占全部新能源电量的比重会很可观，例如，只要全国有1%的社会用电量自愿购买绿证，则20%的风电和光伏发电就可以不补贴，因此在现阶段推行自愿交易是合适的，随着理念普及,也会起到越来越重要的作用。

（二）哪些能源品种能获得绿证？

        不是所有的新能源发电项目都可以获得证书。因为证书交易的价格主要是对财政补贴的替代，所以对于市场化程度较高、具备竞争优势的水电和未实行分摊机制的核电并无绿色证书的需求。为避免全社会成本太高，绿色证书制度应优先应用于具备较大成本下降空间、与化石能源成本比较接近的风电和光伏电站项目，作为推动最终平价上网的“临门一脚”的政策。对尚处于产业化初期需要加大政策扶持力度的海上风电、分布式光伏发电、太阳能热发电建议仍延续目前标杆电价的扶持政策体系，即从全社会征收附加分摊，直到产业技术体系逐步完善，成本有较大幅度下降为止，甚至可以采取特许权招标的模式，鼓励通过良性的市场竞争迅速降低成本。在此之前，可以考虑由国家适度控制发展规模，避免对高成本的新能源发电项目激励过度导致建设规模过大，最终推高全社会的用能成本。

（三）绿色证书应否限价？

        关于绿证的限价，实际上包括价格上限和下限两块。自愿交易的文件发布之后，各方比较关注的就是自愿交易的限价问题。实际上，价格上限和下限的设定与交易市场的不同激励对象密切相关。自愿交易刚刚起步，在我国，主动愿意消费绿色电力的企业和个人还比较少，因此，在制度设计的初期，要注重对消费者利益的保护。通过把成本最低的一部分新能源电力优先让渡给消费者，使得愿意消费绿色电力的企业和个人能够以最小的代价满足自己的需求，对加速普及绿色消费理念有重要意义，也符合以最小社会成本完成能源转型的战略理念。但强制交易应有所区别，强制交易的考核对象是能源转型的责任主体，所以对其购买绿色证书建议设置交易价格的下限，以此来确保市场交易过程中仍处于弱势的新能源发电企业的议价能力，最终保障整个产业的合理收益，以实现产业的持续发展。两个市场的价格互为补充，即避免了绿证交易价格太低损伤投资的积极性，也避免了交易价格太高增加能源转型成本。

（四）谁将是绿色证书的购买者？

        在电力市场化程度较高的国家，配额考核的责任主体也即强制交易的绿色证书买方大多数是售电企业。也有一些国家的考核责任主体是发电企业。售电侧考核对于分摊成本、促进消纳都有好处。发电侧考核的优势主要是符合目前的实际，操作起来比较简单，缺点是仍然属于发电侧激励，对促进消纳意义不大。考虑到改革预期和制度设计的初衷，可以考虑强制交易的绿色证书买方设定为售电企业。

        根据三部委文件的要求，自愿交易的买方将会是政府机关、企事业单位、社会团体和自然人。从国外实践看，除了自然人外，用能成本占生产成本较低的高技术企业将是最积极的购买方之一，这些企业对于能源价格的承受能力相对较高，而且可以以较小的代价实现100%的绿色用能，是绿证市场的主要参与方之一。其次是各级政府和相关的政府采购项目，政府采购项目数额大，对市场的导向性比较强，适当选取一批品种，将产业链采用绿色电力的比例作为同等条件下优先进入采购目录的条件，对于引导全社会的绿色消费理念意义重大。第三类是采购主导权较大的快速消费品和社会零售领域，他们对下游供应链的控制力很强，在消费者的推动下，绿色发展的愿望也比较迫切，我国大量的工业企业是给大公司配套，一旦买方对于采购的产品提出绿色电力消费的要求，也将会对终端用能需求产生重大影响。

        有理由相信，随着国内自愿认购市场的日益活跃，未来实际的绿证消费者也将逐步向这几类群体聚集。在此之前，相关的认证机构也要早做准备，加强和完善绿色制造的认证标准体系和能力建设，同时政府机构和各公益团体也可以加大对绿色消费理念的宣传，使得绿色电力消费尽早成为社会认可的潮流。

（五）绿色证书可以二次交易吗？

        根据自愿认购的文件的要求，绿色证书不允许二次交易，这主要也是从确保绿电消费者的成本最小化的角度来考虑的。允许二次交易会提高市场的活跃程度，但是也会增加交易成本，甚至可能会出现囤积的行为，同时最关键的会使得绿色证书成为某种意义上的金融交易品种，不管是管理的机构设置要求还是管理的难度都会剧增，在初期试行阶段仍建议避免问题复杂化，秉持以最小的成本满足最早的绿证消费群体的原则拓展消费侧的市场，三部委文件中以“认购”替代“交易”主要就是希望将自愿认购更多的界定为公益行为，而不是交易行为。可以考虑经过一段时间的试运行，到强制交易阶段绿证交易成为新能源开发企业的重要收入来源时，再根据实际的情况和市场的需求，对交易行为作出新的规定，届时通过金融手段和中介服务提升市场的活跃度，或者通过金融衍生品提供方便灵活的，标准化的，市场定价的风险控制手段（这也是所有衍生品存在的意义），更加有效的衔接绿色证书的供给和需求也是一个值得考虑的措施，但是相关的监管措施必须要加强。

（六）绿色证书的交易价格会很高吗？

        如前所述，我们目前新能源发电的补贴强度居高不下，主要原因是未能有效利用，随着考核力度的不断加大，在消纳困难得到明显改善、新能源发电得到有效利用的条件下，不必要的系统成本被充分挤掉，绿色证书的交易价格可能会大幅走低，同时新能源投资企业的效益也能得到充分保障。在整体的制度设计上，补贴强度过高的能源品种如光热发电和海上风电已经被充分隔离，加之风电和光伏发电仍处于技术快速进步的阶段，因此，预计未来绿色证书的交易价格可能会逐渐维持在一个全社会可以承受的价格。

        从长远看配额考核和绿色证书交易是一个过渡阶段的政策，但却是符合现阶段可再生能源发展需求、必须采取的政策措施，未来在储能技术的推动下，能源互联网技术蓬勃发展，系统的灵活性大大增强，再加上新能源自身的技术进步，新能源发电的成本很有可能全面低于各类化石能源的成本，届时，消费绿色电力就成为一个完全自发的选择。

（七）如何看待配额考核和绿色证书交易机制下的商业模式？

        在配额考核和绿色证书交易机制下，与原本的标杆电价政策相比，新能源发电项目必然会面临收益的不确定性增加的问题，但这也是市场化改革的题内应有之义。随着电力市场化改革的深入推进，全面取消各类电源发电量计划和标杆电价政策后，电源投资的不确定性都将大大增加，政府只需要维护市场公平竞争和确保节能低碳调度即可。因此，未来新能源企业可以充分利用中长期成本相对固定可控的优势，利用中长期合约和现货市场交易两个市场来确保电价回收，同时也可以积极考虑利用绿色电力证书和碳排放权交易市场，将环境外部性收益通过中长期合同及时锁定，如果市场机制建设的方向不错，未来新能源项目收益的确定性将大大超过化石能源发电项目。同时，市场化的机制也有利于具备技术和资金实力的企业通过良性的市场竞争进一步扩大市场份额。但必须说明的一点是，监管部门要做好调度交易规则设计和相关监管工作，确保低碳能源优先上网，充分发挥新能源边际成本较低的优势增加低碳能源供给。

（八）配额考核与绿色证书交易是什么关系？

        配额考核是能源转型的指标衡量体系，是具有法律或者行政强制力的根本措施，绿色电力证书是配额考核体系必要的配套政策，也是各类责任主体完成配额义务的手段之一。可以考虑所有纳入统计的新能源发电项目的发电量都计入对责任主体的考核，考核责任主体可以通过购买证书完成配额考核义务，也可以通过“自建自发自用”的新能源发电项目完成配额考核义务。

（九）为什么不能通过与新能源项目的直购电来完成配额？

        我国目前对新能源发电实行的是两部制标杆电价政策，具体操作上包括两部分电价，即燃煤标杆电价加补贴。新能源发电项目与电网实际结算的只是燃煤标杆电价部分，补贴部分由全网分摊征收附加资金解决。在这样的机制下，新能源发电企业与购电企业的结算收入只能体现所购电力的电力一般商品属性，不能体现电力的清洁低碳属性。区分一度电是煤电还是新能源发电的主要标志就是是否由财政资金结算补贴。而绿色电力证书是对补贴资金部分的直接替代，且具有可以追溯的全部电力属性信息。因此对于自愿或者强制使用绿色电力的消费者，只有完成了绿色证书的购买，才能被确认为实现了绿色电力的消费。

（十）绿证交易体系与碳排放体系如何衔接？

        绿色电力证书记载了新能源电力的全部属性信息，是天然而且非常精确的二氧化碳减排衡量方式，与未来的碳减排交易体系可以形成天然的衔接。但是二者在具体的任务上也有所区分，绿色证书交易解决的是能源结构调整问题，碳排放市场解决的是温室气体排放的问题。新能源电力应该是碳排放交易中能够最精确计量和核查的参与方，每1兆瓦时新能源电力减少的二氧化碳排放基本是一个确定的量，在我国碳排放权交易机制的过程中，只需要明确绿色证书背后所代表的减排权益的归属即可顺利地参与碳排放权交易。外界所担心的过补贴或者二次补贴的问题，实际上完全可以通过界定交易边界的方式化解。在欧洲很多国家，碳减排交易和可再生能源绿色证书交易也是长期并存，对推动清洁能源发展都发挥了重要作用。从理论上说，只要不形成垄断市场，新能源外部成本的多渠道充分体现，对于补贴的加速退出和能源转型，有百利而无一害。

        综上所述，可再生能源配额考核和绿色证书交易机制是符合我国目前改革方向的一种市场化的手段，也是推动全社会以总成本最小的方式实现能源转型的最有效措施。国家能源局印发的《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能[2016]54号），实际上已经明确了为完成2020年非化石能源占比达到15%的战略目标发电侧（9%）和消费侧（各省）需要完成的配额指标，主要是根据各地的发展现状、资源条件和消纳条件确定的，并且广泛征求了意见，相关原则目前在全社会已经形成高度共识，下一步的关键工作就是进一步明确责任主体和考核的具体措施，在充分论证的基础上加快推进实施。对于强制配额考核推出的时间，可以考虑不晚于2018年中，因为新能源项目从开始资源勘查到项目建成投产，至少需要两年左右的时间，从目前统计的情况看，部分地区距离完成引导目标还有较大差距，需要在政策的推动下加快建设进度，要为这一部分项目留足建设的时间窗口。

        但是，个人认为，任何一项重大政策起效，都会是一个不断摸索和完善的过程，在复杂的市场环境下，也无法指望单一的政策能够解决所有的问题。各类政策之间也不是互斥的，一项政策的推出不代表其他政策的必然退出，例如美国，类似于固定补贴的PTC政策和配额制考核就长期共存，欧洲市场上标杆电价政策和碳减排交易也长期并行，这些政策共同起效，才能够推动产业的持续快速发展，所以，未来新能源扶持政策的发展方向，可能必然还是各项政策的“组合拳”，特别是对存量项目，保持政策的稳定性也是必要的。