2017年2月3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》)，《通知》提出建立可再生能源绿色电力证书自愿认购体系，并从7月1日开始试行可再生能源电力证书的核发工作和自愿认购交易。本文通过对绿色证书内容和交易制度的解读，分析绿证交易制度对发电企业的影响，结合绿证自愿认购交易试点的实际情况，提出了发电企业应对绿证交易制度的有关措施与建议。

一、绿色电力证书及实施目的

(一)什么是绿色电力证书

绿色电力证书又叫可再生能源证书，简称绿证，是指国家可再生能源信息管理中心，对发电企业每兆瓦时非水可再生能源(风电和光伏发电)上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书。是国家给发电企业颁发的可交易的、能兑现为货币收益的凭证，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凭证。绿色证书里的内容包括发电企业名称、可再生能源品种、技术类型、生产日期、可交易的范围、识别编号等。

绿证的认购人包括各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人，认购人在绿色电力证书自愿认购平台认购绿证。绿证交易包括强制交易和自愿认购两种类型。2017年7月1日起实施的是自愿认购交易，2018年国家将适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。

绿证结算方式为1个证书代表1MWh结算电量，不足1MWh结算电量部分，结转到次月核发。认购价格由买卖双方自行协商或者通过竞价确定，但不能高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额。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，认购后不能再次出售。

绿色证书运行步骤为登记、核发、记账、交易、转移。可再生能源发电企业首先要到运行管理机构登记注册账户，经批准后，运行管理机构向可再生能源发电企业核发绿色证书，发电企业将证书记入绿色证书账户。之后认购方向发电企业购买绿色证书，完成配额目标。交易确认后，证书的所有权将由出售方账户转移到购买方账户。

(二)实施绿证的目的

1.促进可再生能源利用

中电联提供的数据显示，截至2017年底，煤电占中国电力总装机比重为62.24%，风电和光伏发电占电力总装机比重仅为9.2%和7.3%。同时，我国弃风弃光弃水呈常态化、恶性化发展，严重制约我国可再生能源电力健康发展。根据国家能源局提供的数据，2017年全国风电发电量3057亿千瓦时，全年弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%。弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%。2017年，弃风率超过10%的地区如表1所示。

表1 2017年弃风率超10%的地区

弃风弃光的本质是供给侧优先权问题，绿证制度下，发电企业优先考虑可再生能源发电，凭绿证优先上网，持有绿证的电力消费企业可得到国家的政策优惠。绿证交易机制能够引导和规范可再生能源电力的优先消费，能够促进可再生能源利用。

2.降低国家财政补贴压力

绿证交易可以有效解决可再生能源补贴资金不足的问题，实现市场竞争机制与扶持政策结合。目前，可再生能源电力补贴主要依靠附加费，且上涨难度较大。绿证可以通过市场化交易使企业获得现金收益，降低可再生能源发电对政府财政补贴的需求，减轻国家财政补贴压力，推动可再生能源电力尽快实现平价上网。

二、绿证交易对电力行业的影响分析

一旦国家推行可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易，将倒逼发电企业提高可再生能源发电比例，提升可再生能源投资意愿。此外绿证交易还能够加快发电企业资金回笼，优化现金流。具体来说，绿证交易制度对电力行业的影响主要有：

(一)促进能源结构调整

绿证交易能够促使发电企业增加可再生能源发电规模，或者通过购买绿证来满足配额要求，从而增加对可再生能源发电供给的需求，提高社会资本对可再生能源投资意愿，促进电源结构的调整。2020年，火电企业要承担非水电可再生能源发电量15%以上的配额。对于不具备可再生能源发电条件的企业，购买绿证将是的出路。

(二)降低火电发展速度

煤电是火电的主要的发电类型，煤电的产能过剩已经令这一行业利润下降，举步维艰。可再生能源配额考核实施后，火电企业将强制购买绿证来满足15%的非水可再生能源配额要求，将进一步增加火电企业的成本，从而会抑制火电的发展速度，降低火电发展规模。

(三)加快可再生能源企业现金流量及时回笼

发电企业通过出售绿证获得收入，可以适当缓解补贴拖欠带来的现金流压力。我国风电、光伏装机量大幅上升，可再生能源补贴不能按时发放，影响了新能源发电运营企业的现金流，严重影响了一些企业投资的积极性。据北极星网站统计2017年全国补贴资金需求为1076亿元，而补贴规模只有719亿元，当年差额357亿元，累计差额达到851亿元。按当前补贴发放进度，补贴延迟发放将达3年之久。如果绿色证书能迅速卖掉，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，改善经营状况。根据彭博新能源财经分析，项目选择按月支付的绿证交易机制，能将净现值状况优化6%。

(四)增加火电企业度电成本

随着火电企业的利用小时数持续低迷，绿证的强制交易和配额制的出台，将会增大火电企业的运营成本。按照新风电上网标杆电价测算，国家补贴风电0.2元/千瓦时计算，为达到火电企业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%以上的要求，使得火电企业因购买“绿证”将增加成本0.03元/千瓦时。

三、试点以来自愿认购交易现状

2017年7月1日，中国绿证自愿认购启动。从目前的交易情况看，绿证交易不够活跃，成交量较低，认购意愿不够强，这也说明了配额实施的必要性。截至2018年1月，国家可再生能源中心绿证累计风电绿证核发量1174.5万张，累计风电绿证挂牌量300.5万张，累计风电绿证交易量2.3万张。相当于减少近2万吨二氧化碳。企业认购总数占绿证购买总数的91%。个人购买绿证数量持续攀升。

这些项目中以风电项目为主，风电核发量远多于光伏，且绿证申报核发多集中在弃风限电较严重的三北地区，价格在140-700元/个之间。其中，风电核发绿证排名前三的省份是：内蒙古(28%)、河北(24%)、辽宁(15%);光伏核发绿证排名前三的省份是：江苏(32%)、新疆(14%)、河北(14%)。

由于风电与光伏目前建设成本不同，国家对其补贴标准也不同，导致两者绿证价格也不一样。根据现阶段交易情况，风电绿证成交高价为306.5元/个，低价为137.2元/个;光伏绿证成交高价为772.3元/个，低价为602.2元/个，风电绿证更受市场青睐。

四、对发电企业的建议

从现阶段绿证自愿认购交易来看，更多的是为了让政府机构、社会组织以及个人更好的认识绿证。目前绿证自愿认购交易对发电企业的影响相对较小。随着2018年强制交易的实行，绿证将对行业带来更大的影响，也为发电企业新能源发电收入提供了另一种市场选择。在绿证实施背景下，为发电企业提出以下参考建议：

1.继续加快发展可再生能源，密切跟踪配额进展情况，结合配额政策合理布局可再生能源产业。预计可再生能源配额很快会下达各省，发电企业应提前统筹当地火电企业装机情况，适当增加可再生能源发电装机。

2.自愿认购的背景下，发电企业应主动寻找用户，优先找到有意向认购绿证的买家，再根据认购方的需求再申请绿色电力证书。根据当前试点情况，风电绿证更易被用户认购，发电企业当前应加快风电绿证的申请，积极开发潜在用户，通过出售绿证，加快风电企业资金回笼。

3.由于强制交易即将推出，发电企业应提前做好组织机构和专业人员方面的准备以占据先机。在系统内统筹建立专门机构负责绿证交易，组织相关人员研究学习绿证交易机制和交易规则，加快绿证资格申请，做好充分的绿证交易准备工作。

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