今年2月，国家发改委、财政部、国家能源局发布《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》(下称《通知》)，要求绿色电力证书(下称“绿证”)自今年7月1日起开展认购工作，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。

　　这意味着，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。

　　近些年来，可再生能源装机大幅增加可以说是我国的可再生能源基金“甜蜜”的负担，一方面是可再生能源比例提高，加快绿色转型步伐;而另一方面则是电费中交纳的可再生能源附加部分无法满足装机的补贴需求。而绿证政策的出台，无疑是政策制定者们试图通过一条新的途径解决上述困局。

　　毫无疑问，绿证的推广实施，将对国内风电、光伏产业产生巨大的影响。我们深入采访了国内外的相关专家和业内人士，共同探讨绿证实施的难题与阻碍，希冀这一政策能够更好地推广，并推动相关产业的可持续健康发展。

　　绿证热潮遇冷迷局

　　千呼万唤始出来的绿证并未在市场上受到热捧。短期内化解新能源产业燃眉之急的绿证，前景到底如何?

　　持续扩大的补贴资金缺口已成为抑制我国风电光伏行业发展的*大掣肘，原有补贴模式难以为继。数据显示，截至2016年底，新能源补贴资金累计缺口已达到约600亿元。按照现行的补贴模式，到2020年，补贴资金缺口将扩大到3000亿元以上。

　　配额制和绿证制被认为是解决这一困境的良方。在风能协会今年年初举办的2017年中国风能新春茶话会上，诸多业内人士就曾高呼，目前有两个政策亟待出台：“一个是具有约束性的可再生能源配额制，另一个是绿色证书交易制度。”这两个政策将成为未来风电产业发展的重要推动力。

　　龙源电力一位不愿具名的工程师也曾对《能源》记者表示，电价越来越低，项目的盈利性越来越差，希望绿证能尽快推出来。在2020年风火同价的情况下，没有配额和绿证就没办法继续建设新的项目了。

　　如今，被称为可再生能源补贴“试探性退出”的绿证终于出台，长期被拖欠的补贴似乎也终于有了眉目。于电力行业而言，绿证核发与上网电量挂钩，只要绿证能找到买家，风电、光伏企业就可以依托上网电量，从市场途径迅速回笼资金;于决策者而言，通过市场化手段减轻政府财政补贴压力，化解当前捉襟见肘的可再生能源补贴，同时又能够让企业快速回款，可谓一举两得。

　　但是，从《能源》杂志记者多方采访情况来看，绿证的推出并非一帆风顺地受到市场热捧，更多的企业处于驻足观望的态度，买入和卖出的意愿都比较弱。

　　“市场冷遇”

　　可再生能源电力绿色证书作为可交易的有价证券，可以像商品一样在市场上进行买卖交易，其价格由可再生能源电价高于常规电价的“价差”决定，并随着市场供求状况的变化而波动。中国风能协会秘书长秦海岩此前接受《能源》记者采访时表示：“绿证通过市场化的交易，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，也可以促使企业不断提高管理效率和技术水平，促进可再生能源的健康持续发展。”

　　除了迫在眉睫的现实考量，绿证的破壳其实已具备了必要条件。华北电力大学经济与管理学院教授袁家海告诉《能源》记者，**个条件是有市场交易机制，2015年9号文之后，市场机制正在建设，这个时期推出绿证和改革的整体进展以及局势的判断有一定的关系。第二，我国在去年出台了一个约束性不是很强的配额制，即可再生能源开发利用目标引导机制，机制要求到2020年，除专门的非化石能源生产企业外，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。第三，我国电力市场化虽然说不是特别顺利，但是也进展到实质性的市场机制建设快要运行起来的阶段，这个时候推出绿证有一个时机的考量。

　　然而，绿证的推出并非一帆风顺地受到市场热捧，更多的企业处于驻足观望的态度，买入和卖出的意愿都比较弱。一位不愿具名的光伏企业战略市场部经理告诉《能源》记者，他非常支持、也非常赞同绿证制度，“光伏企业很渴望绿证，但是希望国家推出更具体的操作方法，大家现在不着急买，也不着急卖，卖也不知道找谁卖。”

　　“没有人买是一个大问题。”袁家海说，“指望能源投入比较大的电力密集型企业靠自觉去买绿证显然是很难的，首先它自己的日子就不好过，买了绿证，相当于额外增加了一块成本，企业是没有动机去做这件事的。但是如果市场机制建立起来了，买电的同时也买了绿证，在这种的情况之下，它会统筹考虑是买绿证更划算还是用电网的电更划算。但是到目前，这一机制设计是不明朗的。”

　　风电、光伏企业是否有积极性去购买绿证也要打个问号。首先，目前绿证的价格不得高于证书对应电量的补贴金额，且能申请绿证的项目为已列入财政部补贴目录的项目，不卖绿证就可以等补贴，那么对项目持有者来说，选择绿证还是等待补贴，存在收益上的权衡。

　　此外，虽然买方囊括了政府、公司、社会机构和个人，涵盖了社会所有主体，但是，不少行业人士对绿色电力的自愿交易存在很大的疑问，认为企业和个人自愿购买的动力严重不足。

　　“只有那些极少数的非电力密集型企业，或者有比较前卫的节能环保意识的大公司，比如苹果等跨国公司，从企业战略、绿色发展的角度才会去买一些绿证，但这纯粹是出于企业的品牌战略或者是从可持续发展战略的角度考虑的。”袁家海告诉记者，而另外一部分想在国际市场上塑造良好形象的企业，如阿里巴巴、百度等也有可能会考虑购买绿证，但这些量并不足以支撑中国那么多的项目。

　　一份中国循环经济协会可再生能源专业委员会于2016年8月做的绿色电力消费者购买意愿调研报告显示，超过八成的公众知晓绿色电力，并认为绿色电力能够在一定程度上降低空气污染。绝大多数人(97.6%)表示愿意购买绿色电力，其中四成被访者表示一定会购买。在愿意购买绿色电力的基础上，大多数人(超过九成)可以接受一定程度上的费用增加。市场调查结果显示，大量的城市居民已经有充分的意识到使用绿色电力能够减少空气污染，甚至愿意为绿色电力支付更高的费用，却苦于没有选择的权力和购买的渠道。

　　鉴衡认证中心副主任谢秉鑫在可再生能源配额制和绿色电力证书交易制度研讨会中表示，目前我国消费者购买绿证作用不明确，缺乏正向激励，全社会参与的氛围尚未形成。

　　“推行难题”

　　事实上，相当一部分业内人士希望有强制市场后，再推出绿证。如果没有具体可行的政策规划、实施方法及监管措施，收益合理预期就存在不确定性。

　　在彭博新能源财经分析师刘雨菁看来，绿证的出炉并非瓜熟蒂落，而是带有一丝无奈的意味，因为“国家可再生能源基金确实没钱了”。目前出来的政策还不够具体，风电光伏企业只能采取试探性的措施，逐步了解市场。绿证自愿交易代表着由政府固定补贴向市场化补贴方式转变，但以目前已经公布的文件看来，还需要更多的实施细则，才可以搭建起一个满足交易需求的市场。

　　中国循环经济协会可再生能源专委会政策研究主任彭澎对此表示，大家都希望有强制市场之后再推出，这样的话需求也很强烈，可以很好的推动。但是，中国参考碳市场的经验，包括国际的经验，都是从资源市场逐步过渡到强制市场的。

　　绿证作为实施配额制的载体，在自愿认购绿证积极性不足的情况下，绿证交易必须要有配额制作为支撑。没有强制配额作保障，仅靠情怀的话，绿色电力证书自愿认购资金难以对电价补贴实现功能替代。

　　“绿色证书，一定不能是自愿认购，一定要用国家和政策的顶层设计，采用可再生能源的强制配额。应该把绿色电力交易强制到电网企业、发电企业、售电企业，并且作为地方政府的考核指标。”在3月25日召开的可再生能源配额制和绿色电力证书交易制度研讨会上，政策制定者、绿电销售和购买方企业的观点不断碰撞交锋，政策执行力度必须刚性是研讨中被多次提及表达了风电光伏企业的集体诉求。

　　彭澎则告诉《能源》记者：“我们预料到整体的交易会非常少，大家都处于观望的状态，现在绿证仍处于资源市场早期的试水、过渡阶段。这是给大家一个学习和培训的时间，让大家熟悉这套交易规则以及政策体系。在这个期间，大家都要尝试怎样在市场中寻找自己的定位，不是刚上来就开始考试。”

　　在资本市场上获利是企业的永恒追求，企业需要一个合理可期的稳定收益，否则项目没有办法做下去。但是，目前并没有具体政策出台保障新能源企业有合理的盈利预期。新能源企业一个普遍的观点是：“我们愿意为清洁能源付费，但是必须要保证新能源企业有一个合理的回报。”

　　业内面临的现实问题是，基于目前绿证买方自愿，绿证交易市场尚未实现充分竞争价格，电价是波动的，绿证的价格也是波动的，价格存在不确定性，对于投资者来说风险太大。因此业内人士提议说，绿证要有市场培育期，需要过渡政策，应搭配度电补贴政策作为过渡时期的政策，将两个有机协调起来，给绿电一个好的补充。

　　绿证的认购规则之一是“不得二次交易”，对此业内人士则提出了质疑：既然是有价证券，就应该有一定的金融属性。只能转售一次，就没有金融属性可言。“如果我们用钱的话只能**卖，我们希望有议价空间，要有一定的金融属性，才可以为新的融资提供渠道。”

　　国家能源局新能源和可再生能源司处长李鹏对此回应说：“在交易初期不允许二次交易，是避免金融属性的过渡凸显。所有的资产都有一定的泡沫属性，我们不想在*早实施的时候就把价格炒得过高。绿色电力的消费者是我们下一步的希望，如果没有一个很大的市场来支撑我们的生产，路会越走越窄，一些经济利益的让步可能不可避免，有些东西是要从企业管理自身上做一个调整。”

　　其实，绿证推行面临的*大阻碍可能还在于火电企业的强力抵抗。使用高比例的绿色电力，直接蚕食掉火电企业的市场份额。在2016年下半年煤炭价格高位运行、煤电企业利润率大幅下降、发电成本居高不下的情况下，买绿证相当于增加额外的成本，加上火电企业的背景足以和能源局、发改委抗衡，绿证的推行受到煤电企业掣肘。

　　此外，风光电补贴还存在能源类别差异、地区差异、项目差异，袁家海认为政策给各个省定了一个配额的目标，有可能在主管部门和地方政府之间还是有一定程度的博弈。

　　“未来路在何方”

　　绿证能力有限，推出配额制从“自愿”到“强制”已是业内共识。但从可再生能源上网电价转换到可再生能源配额制，在政策设置过程中还需谨慎对待。

　　能源基金会中国可再生能源项目主任芦红表示：“配额制不能解决所有问题，只是支持可再生能源发展的部分政策之一。并网消纳的根本原因是计划体制，以及和计划体制相关的调度政策，解决消纳问题的根本出路在电力现货市场和实行经济调度，还是有非常大的挑战，需要方方面面的政策配合。”

　　国家可再生能源中心副主任任东明也指出：“政策不是越多越好，要注意完善现有政策。”他认为，推出配额制不能急于求成，配额政策引入的时机应尽量与国家补贴政策协调，“如果不想让配额制和补贴政策冲突，则2020年后，对陆上风电和光伏能电价补贴取消后引入配额制*合适。2020年后，电力市场化改革如果有实质性的推进，电价机制形成，电力零售主体增多，配额承担主体也可以确定为零售商。”

　　任何政策的施行均需配套政策加以辅助，“绿证+配额+市场化”的政策衔接是一个大问题。2018年，新能源的补贴政策要先调整到位，国家可能会在2018年取消，或者部分取消现在的可再生能源强制标杆上网电价的政策，供应侧的配额和需求侧的配额怎么分、标准怎么定的问题，就比较复杂了，要考虑要和目前的可再生能源扶持政策的一致性的改革要做到位。

　　“因为中国的情况比较复杂，绿证价格只有上限没有下限，新能源企业愿不愿意从绿证市场上获取补贴对应的收益有待商榷。”袁家海告诉《能源》记者，可以借鉴英国的差价合约制，给价格“兜个底”，“英国的差价合约制锁定了*低回报，对投资人来说，有预期，就愿意投了。这种机制相当于给绿证的价格定了一个价格幅度，通过供应配额和需求配额的调节，逐渐使市场交易频繁、活跃，达到均衡价格的过程。”

　　除此之外，随着电力市场改革的不断深入，绿证政策还需出台具体操作细则。如何约束企业认购，是强制发电侧还是售电侧，或者两者都强制考核，在2018年年底推出强制的绿证市场的时候应有一个定论。彭澎对记者表示：“未来我们希望有一个好的监督机制，要求无论是发电侧，还是售电侧，都应该要求它们完成一定比例的绿色电力，发电侧要有足额的绿色电力，或者购买绿证;售电侧，售电公司卖电的比例中应该含有多少的绿证。希望这两者都能够双管齐下规范好这个市场。”

　　绿证并非解决一切问题的灵丹妙药，提高技术、政府打造一个良好的环境才是*终化解补贴不足的良策。国家能源局新能源和可再生能源司处长李鹏在可再生能源配额制和绿证交易制度研讨会上作总结时表示：“绿证的交易是实时的，绿证的价格不会高于大家的想象，而会低于大家的想象。”