金诺法谈｜新能源系列（二）｜划重点：绿证交易！ ——补贴的替代政策，风电行业发展的“新能源”

导语

电价补贴是我国可再生能源发展，尤其是风、光新能源发展的主要推动因素。得益于电价补贴政策的激励，中国的风电及光伏行业经历了十年的快速发展。随着可再生能源并网容量的增加，补贴资金缺口持续扩大。在《新能源｜划重点：补贴没了！（一） ——陆上风电项目补贴进入“存量时代”》一文中，我们已经分析过国家正在逐步减少对新能源项目的补贴，以风电为例，2021年起对新核准陆上风电项目中央财政不再补贴实行平价上网。至此，新核准陆上风电项目补贴政策完全退出历史舞台，对于存量陆上风电项目，无论是分散式风电还是集中式风电，在充分考虑技术成本下降及项目合理收益水平的前提下，国家已经科学制定了补贴的退坡节奏和幅度。

没有了行业发展的“传统能源”，必须要有“新能源”替补，因此可再生能源绿色电力证书交易制度（简称“绿证交易”）应运而生，绿证交易不仅减轻国家可再生能源补贴压力，也有助于缩短企业资金回款的周期，必将成为陆上风电行业发展的重要激励措施。

所谓绿色电力证书是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。绿证的购买方，实际上是获得了声明权，即宣称自身使用了绿色能源。

1、中国绿证交易的诞生与完善过程

绿证交易是近十几年来国际通行的做法。早在2001年荷兰就率先开展了绿证交易。此后，美国、日本、英国、法国、荷兰、瑞典、丹麦、芬兰、瑞士、挪威、意大利、奥 地利、比利时、加拿大、澳大利亚等20多个国家均实行了绿证交易。

中国绿证交易制度建设提上日程的标志，是 2016年2月29日国家能源局出台的《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），首次提出“建立可再生能源电力绿色证书交易机制”，吹响了绿证交易制度建设的号角，但没有出台详细的管理与实施办法。仅仅一年后，即2017年1月18日，国家发展改革委、财政部、国家能源局出台的《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》（发改能源[2017]132号）正式明确自2017年7月1日起在“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”，并对核发规则、交易平台、认购规则、交易监管措施等方面进行了明确规定。

之后，不断出台新政策予以完善，同时绿证交易对补贴政策的替代关系也越来越明显。

2019年1月7日，国家发改委、能源局联合发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源[2019]19号），通知中明确鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。

2020年1月20日，财政部 、国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4 号），明确为完善现行补贴方式，“全面推行绿色电力证书交易。自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。”

2020年9月29日，财政部 、国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布的《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》，明确按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号）规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。按照5号文规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易”。

除了替代补贴政策，绿证交易发展的另一个重要推动力是可再生能源电力消纳保障机制。

2019年5月10日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于建立健全可再 生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807 号），明确“自愿认购可再生能源绿色电力证书（简称“绿证”），绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。” 所谓消纳量，是指各省级能源主管部门会同经济运行管理部门、所在地区的国务院能源主管部门派出监管机构按年度组织制定本省级行政区域可再生能源电力消纳实施方案中，为售电企业和电力用户分配的实际消纳可再生能源电量。也就是说，消纳责任主体购买绿证后，绿证对应的可再生能源电量视为该消纳责任主体的实际消纳可再生能源电量。并且，该文件同时明确2020年是消纳保障机制全面监测评价和正式考核的首年，加上超过激励性消纳责任权重的消纳电量折算的能源消费量不计入该地方或企业“十三五”能耗“双控”考核的奖励机制，这必将形成购买绿证的新需求。

2、绿证交易制度简析

整理以上文件发现，绿证交易虽然在我国刚刚兴起不久，但是已经有一套初步可执行的交易制度，具体而言：

（1）绿证的种类

目前绿证分两种：一是有补贴绿证，一种是无补贴绿证。绿证交易制度建立初期，首先将列入国家可再生能源电价附加补助目录内的陆上风电和光伏发电项目（不含分布式光伏发电）作为绿证核发对象。风电、光伏发电企业出售可再生能源绿证，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。由于该绿证和补贴绑定，售价一直居高不下，市场交易一直不活跃。发改能源[2019]19号文件出台后，国家鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。绿证交易和补贴政策不再关联，无补贴绿证进入市场，由于不存在取代补贴的问题，该部分绿证售价较低，从而降低绿电需求企业采购成本，有利于促进绿证市场交易。

（2）绿证的核发条件

根据发改能源[2017]132号文件规定，目前绿证的核发对象主体仅是纳入国家可再生能源电价附加资金补助目录内的风电（陆上风电）和光伏发电项目（不含分布式光伏项目）。

（3）核发程序

根据发改能源[2017]132号文件规定，核发程序分为项目资格审核、证书核发、自愿认购账户申请三个阶段，具体而言：

在核发程序的规定中，需要特别注意以下几点： 

● 申请核发绿证的企业，要在信息平台按月填报项目结算电量信息，并于每月25日前上传所属项目上月电费结算单、电费结算发票和电费结算银行转账证明扫描件等。对于共用升压站的项目，需提供项目间的电量结算发票及其他证明材料。 

● 根据申领企业所属项目的合规性和月度结算电量，按照1个证书对应1MWh结算电量标准，向企业核发相应证书。不足1MWh结算电量部分，结转到次月核发。

（4）认购程序

根据发改能源[2017]132号文件规定，认购程序主要包括认购挂牌、成交、结算与交收三个阶段。

（5）监管程序

为了规范绿证交易的进行，根据发改能源[2017]132号文件同时规定了监管程序，主要内容可以概括为重点关注内容、调查方式、处理措施、不服处理措施的救济四个方面。

（6）绿证的价格

根据发改能源[2017]132号文件规定，绿证成交价格的上限为补贴金额，考虑到一张绿证对应 1MWh，即对于陆上风电项目而言，单张绿证的成交价格上限=（风电上网电价-当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价）×1000。绿证的价格由项目风电的上网电价，即标杆电价及当地的脱硫煤标杆电价之间差额决定，然而由于各项目并网时间、所处资源区、当地火电价格都有所不同，造成绿证价格差异较大。

（7）绿证的市场价值

对申领绿证的发电企业而言，出售绿证后，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，因此建立绿证交易机制，可再生能源发电企业可以通过销售绿证对冲补贴拖欠的风险，缩短企业资金回款的周期，也有助于减轻国家可再生能源补贴压力。

对认购方而言，由于发改能源〔2019〕807号文件明确了可再生能源使用配额制，即按省级行政区域确定可再生能源电力消纳责任权重，强调由供/售电企业和电力用户协同承担消纳责任，各省级能源主管部门会同经济运行管理部门负责督促未履行消纳责任的市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒，而认购绿证成为可再生能源电力消纳责任权重的补充完成方式，认购意愿有望随着可再生能源电力消纳责任权重考核的推进而提高。

3、对绿证交易的未来畅想

2021年6月28日，国家能源局局长章建华出席“2021年国际能源变革对话”并在致辞中宣布：“2021年国际能源变革对话组委会以购买新能源平价绿证方式，实现了会场用电‘零碳化’以及会议交通绿色化，用实际行动践行绿色低碳发展理念。”本次会议通过中国绿证认购平台购买了国家电投中电朝阳平价光伏项目绿证60个（对应电量6万千瓦时），标志着我国首单平价项目绿证完成交易。当下绿证没有二次交易机制，尚不具备金融属性，也未能和最近开市的碳交易挂钩。但随着国际、国内低碳发展理念的不断深入，绿电消费需求日益迫切，绿证交易在满足用能端绿电需求的同时，可以引导全社会绿色消费，促进清洁能源消纳利用，为实现中国“3060”目标提供积极支持。相信随着碳交易制度的逐步完善，全国范围内个人能参加碳交易的全面推广，绿证和碳排之间应该还能建立一些关系的，再加上有各省的可再生能源配额制和国际及国内的碳中和目标承诺企业在，未来的绿证应该不愁买家。