【政策解读】我国为什么要建立绿色电力证书交易机制？

4月22日，国家能源局下发了《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）（以下简称《通知》），《通知》的核心内容是建立绿色电力证书交易机制。什么是绿色电力证书交易机制？为什么要建立绿色电力证书交易机制?如何实施绿色电力交易机制？参考国外绿色电力证书的有关情况，结合我国可再生能源发展面临的形势和困难，秦海岩就这些问题谈了自己的看法。

什么是绿色电力证书交易机制？

可再生能源绿色电力证书是一种可交易的、能兑现为货币的凭证，是对可再生能源发电方式予以确认的一种指标。

绿证可以作为独立的可再生能源发电计量工具，也可以作为一种转让可再生能源的环境效益等正外部性所有权的交易工具，是鼓励可再生能源发展、补偿可再生能源环境效益的一种政策机制。

当前，美国、日本、德国、英国、法国、荷兰、瑞典、丹麦、芬兰、加拿大、澳大利亚等20多个国家实行了绿色电力证书交易制度。国际成功经验表明，推行绿色电力证书交易，通过市场化的方式，给予生产清洁能源的发电企业必要的经济补偿，是可再生能源产业实现可持续健康发展的有效措施，是一种市场化的补贴机制。

很多人以为，可再生能源发电比火电贵，其实这种比较并不公平，因为火电价格并不是其完全成本的体现。据有关权威机构测算，加上环境污染、健康损害等负外部性成本，火电的完全成本是现行火电价格的2-3倍。但在火电外部成本没有内部化的情况下，可再生能源电力目前不可能在市场上与火电竞争。在这种情况下，可再生能源的发展只能靠补贴进行支持——确切的说是对可再生能源正外部性价值的一种补偿。建立绿色证书交易制度，要求火电企业购买绿色证书，是一种将其环境外部成本内部化的手段。

为什么要建立绿色电力证书交易机制？

根据2006年生效实施的《可再生能源法》，我国政府制定了可再生能源电力“定电价”补贴政策，该政策的实施，极大地促进了我国可再生能源产业的发展。十年下来，不论是可再生能源电力装机规模，还是光伏风电等可再生能源产业技术的发展，我国都走在了世界前列。

目前，可再生能源上网电价高于常规能源发电平均上网电价的差额部分，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，但电价附加标准的提高始终滞后于可再生能源发展的需求。到2015年底，可再生能源补贴资金累计缺口400多亿元。

这一方面的原因是作为可再生能源补贴重要来源的电价附加，目前征收额度标准不够，即使从每千瓦时1.5分钱提高到1.9分钱，仍无法满足补贴需求。征收标准的每次调整手续繁复，周期很长，还存在很大争议。

另一方面是因为电价附加并不能按时足额征收上来，很多自备电厂用电，还有一些省市都不按要求上缴，导致该收的收不上来。这些问题的长期存在导致了补贴拖欠，尤其是对于光伏电站，因为补贴资金占总电价的70%左右，补贴拖欠已经导致收入不能覆盖本息，近三年建设的这些光伏项目均面临资金链断裂的风险。

其次，现在的补贴方式，随着电力体制改革进展，也需要做改变。按照电改的方向，电价会逐步取消政府定价，形成以市场为基础的价格形成机制，现在政府制定的火电标杆电价会逐步取消。所以目前在火电标杆电价基础上的补贴方式，需要做出相应调整。补贴问题如果不能有效解决，会严重影响投资的积极性，最终影响我国应对气候变化自主承诺减排目标的实现，贻误光伏风电产业发展的大好时机。一个正在冉冉升起的，本可以领先全球的战略新兴产业可能因此而夭折。

结合国际经验和我国的发展形势，落实发电企业在完成减排目标和发展可再生能源方面的义务和责任，建立绿色电力证书交易制度，要求燃煤发电企业，按照实际燃煤发电量购买一定比例的绿色电力证书。这样使可再生能源电力项目通过获得市场电价，中央财政固定补贴加绿色证书交易收入等三部分，来获得合理水平的利润。将来随着技术进步，成本的下降，固定补贴可以将逐步退出。

这种市场化的可再生能源电力补贴方式，不仅是解决补贴资金来源和提高补贴效率的有效办法，并且通过市场化的交易，可再生能源可以利用边际成本低的优势，实现优先上网。同时，因为提高了对可再生能源发电量的考核要求，可以促使企业不断提高管理效率和技术水平。这样才能促进可再生能源的健康持续发展。

如何实施绿色电力交易机制？

首先要确定燃煤火电机组非水可再生能源发电配额标准。

经过测算，要确保实现我国承诺的2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%目标，除去核电和水电的贡献之外，到2020年，非水可再生能源发电电量必须要达到6500亿千瓦时以上。届时我国全社会用电量在6.7万亿千瓦时左右，非水可再生能源发电电量在全社会发电量中的比重达到9%以上。2020年燃煤火电机组发电量约41000-43000亿千瓦时，可再生能源发电量约占燃煤机组发电量的15%。

这就是《通知》中规定，“2020年各燃煤发电企业（项目法人，含自备电厂）承担的非水可再生能源发电量配额与火电发电量的比重应达到15%以上”，的逻辑依据。

国家能源主管部门将对2020年之前的各年度指标进行分解落实。（另外，根据目前不同可再生能源电力平均利用小时数测算，要实现非水可再生能源发电电量达到6500亿千瓦时以上，2020年风电装机要达到2.5亿千瓦、太阳能发电装机1.5亿千瓦、生物质发电装机0.15亿千瓦。）

绿色电力证书的核发范围

《通知》中规定了，我国绿色电力证书核发对象为非水可再生能源，主要包括风电、太阳能发电（光伏发电、光热发电）、生物质发电、地热发电、潮汐能发电等各类新能源发电项目。其中，不包括分布式光伏发电项目。

分布式光伏发电是重要的开发利用方向，也是国家扶贫政策的重要支点和电力体制改革的加速器。分布式光伏发电项目可以实现自发自用，就近消纳，继续采取目前的销售电价基础上给予固定补贴的政策，更能促进分布式光伏的发展。

绿色电力证书的交易

《通知》对燃煤火电机组实现非水可再生能源发电配额的方式和途径进行了明确：燃煤发电企业可以通过自建非水电可再生能源项目或购买可再生能源电力绿色证书的方式，完成配额考核指标。目前我国主要发电集团基本都拥有风电、光伏发电等可再生能源电力业务板块，可以通过本公司或下属子公司的可再生能源发电项目来实现内部平衡。如果自建部分尚不能完全满足配额指标要求的比重或没有可再生能源业务的公司，可以通过在绿色证书交易平台购买证书的方式来完成配额。

征求意见稿还对配额承担主体的考核和惩罚机制进行了规定。国家能源局和各派出机构负责按年度对火电机组进行考核和监管。没有完成配额要求的，责令限期完成，逾期仍未完成的，取消该企业的发电许可证。措施严厉程度甚过经济处罚，这也体现了国家政府履行减排承诺的决心。（作者为可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩）
 

文章作者：秦海岩