近日，国家发改委、财政部、能源部三部门联合发布了《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》，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。我们认为，现阶段绿证或能解决部分存量电站由于补贴拖欠引起的现金流紧张问题，但长远来看，绿证的实施意在为新能源补贴机制改革拉起序幕，未来将开启新能源补贴改革的新时代。
政策梳理(可再生能源目标、配额制、绿证)
绿证的背后是可再生能源补贴机制改革
一直以来，可再生能源的发展面临两座大山：补贴拖延和限电。我国的陆上风电和光伏电站实行的是标杆电价政策。风电和光伏的运营商将项目产生的电力出售给电网，由电网按当地脱硫煤电价支付，标杆电价减去脱硫煤电价的部分为国家补贴部分，由国家可再生能源基金通过电网企业转付。由于原先的可再生能源附加征收不力(大量的自备电厂无法征收)以及“先省内平衡再全国平衡”的做法带来的效率下降，以及当前的“降成本”政策环境下导致可再生能源附加上调的可能性极小，可再生能源补贴长期处于发放拖延及缺口巨大的状态。另外，标杆电价的制定过程的存在多方利益的激烈博弈，标杆电价制定的难度较大。例如2017年光伏的标杆电价经历了数轮的调整，最终才确定为Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ类资源区分别为0.65/0.75/0.85元/kWh。另一方面，新能源特别是光伏的度电成本在不断降低，相应的补贴也应逐渐减少，这又增加了核定标杆电价的难度。
随着电改的不断推进，未来新能源参与电力交易将是主流，而相应的补贴方式也要逐渐市场化。本次政策中，便规定“风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，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”。未来将是绿证或者国家补贴二选一，直到最后彻底取消增量电站项目的国家补贴，企业仅可通过出售绿证获得额外收益。
这也会造成的未来新能源投资测算难度增大，现阶段标杆电价模式下，将全生命周期内的发电收入产生的现金流折现后即可测算投资收益，而未来如果切换到“市场化交易电价+绿证收入”模式，则市场化交易电价和绿证收入皆为市场化定价。未来新能源发电项目可能走美国“PPA”模式，在投资前预先签订一个长期售电协议(一般10-20年)从而保证投资收益稳定。但PPA模式在中国面临的问题包括电力过剩的大环境造成用电企业签署长期购电协议的意愿不高，以及中国企业普遍生命周期较短给电站投资收益带来不确定性。
总的来说，补贴模式的改革是有积极意义的。通过这样的补贴模式改革，将原先由国家归集并支付的补贴改为电力消费者直接向可再生能源企业支付，并通过非水可再生能源配额的方式将部分补贴成本转嫁到其他电力企业身上。在短期内绿色可再生能源成本高于传统能源(比如火电)的情况下，发展绿色能源是需要成本的。任何模式下，这种成本最终都是转嫁到消费者身上。以前的标杆电价补贴模式存在的诸多问题，包括可再生能源基金缺口以及补贴发放拖延。通过绿证制度的实行，未来补贴将直接由电力的生产者(煤电企业等)和电力消费者支付给可再生能源企业(风电、光伏运营商)，而煤电企业通过新建可再生能源项目或者直接购买绿证来达到配额，这部分成本最终也是转嫁到电力消费者身上。在新的补贴模式下，补贴将通过绿证方式直接由电力消费者向可再生能源生产者支付或者通过煤电企业实现间接支付。
因此，我们认为本次绿证制度的深远意义在于新能源补贴模式改革，而非建立一个自由交易、高流动性的绿证交易市场(在全国范围内的电力交易市场建立之前，这也是不现实的)。这也是为什么目前的绿证仅包括陆上风电和光伏电站，而且绿证一经认购不得再次出售的原因。
未来绿色电力证书的参与主体
本次的政策文件中没有强制义务，目前与绿证相关的强制义务仅限于《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》中规定的2020年“各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上”及各省(自治区、直辖市)全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标和《关于征求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通知意见的函》中规定的“2020年各燃煤发电企业(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达到15%以上”。
未来的绿证自愿认购体系下的购买者将主要为各类电力用户：“鼓励各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人在全国绿色电力证书核发和认购平台上自愿认购绿色电力证书，作为消费绿色电力的证明”。
但仅靠自愿购买无法形成大量的市场需求，仅有例如苹果、宝马这样的企业出于企业社会责任宣传的需要，通过购买绿证达到100%清洁能源使用比例的目标。初期的绿证购买者还是会以受配额制约束的各发电企业(特别是燃煤电厂)为主。“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色电力证书强制约束交易”，届时市场的参与主体将同时覆盖发电企业和电力用户。
“试行为陆上风电、光伏发电企业(不含分布式光伏发电，以下同)所生产的可再生能源发电量发放绿色电力证书”。现阶段绿证的出售者为陆上风电和光伏发电企业(不含分布式光伏发电)。
对于分布式光伏的影响
依照以上的政策表述，分布式光伏不能获得绿证的。但这里分布式光伏的定义有待商榷，到底是仅为“自发自用余电上网”分布式光伏，还是也包括“全额上网”分布式光伏，因为“全额上网”分布式光伏的补贴方式与光伏电站一致。
绿证与碳排放：并行还是二选一?
这个应该是并行的。2016年2月底能源局发布的《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》中提到：“鼓励可再生能源电力绿色证书持有人按照相关规定参与碳减排交易和节能量交易”，不仅是碳排放，连节能量交易也是可以进行的。因此未来绿证的价格中还会包含潜在的碳减排交易和节能量交易的价值。
绿证价格
前面说过，本次政策的目的不是建立一个公开的绿证交易市场，绿证一经认购不得再次出售，因此未来绿证将没有活跃的二级市场价格。而本次文件中也规定：“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”。
此次的绿证政策，短期内是解决新能源运营商(风电和光伏电站)因补贴拖延而现金流短缺的困境，长期目的是补贴模式改革。对于新能源来说，未来补贴模式下，电力交易价格将取代脱硫煤价格，而绿证价格将取代“标杆电价-脱硫煤价格”的原本由可再生能源基金支付的补贴部分,因此绿证价格必将低于“标杆电价-脱硫煤价格”。
由于绿证不能多次交易，因此短期内只有少部分运营商由于补贴拖延产生资金压力，会放弃部分补贴转而出售绿证获得收益,而购买者方面，由于仅为自愿购买，对于电力用户吸引力不高，且对于发电企业配额制考核尚未完善也会导致其购买绿证的动力较弱，因此初期的绿证市场交投会较为冷清。2018年以后，随着可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易，以及可能发生的补贴模式变化，届时绿证市场的交易会活跃起来。并且随着电改的不断推进，到时一个更活跃的、可多次交易的绿证市场也未可知。
