中國可再生能源的補貼機制正在轉(zhuǎn)變。從7月1日起，發(fā)電和售電企業(yè)就可以開始自愿購買?綠色電力證書(以下簡稱綠證)，而所有搭配綠證出售的新能源電力不再享受電價補貼，這意味著可再生能源電價補貼的逐漸淡出。
綠證是國家對發(fā)電企業(yè)非水可再生能源上網(wǎng)電量頒發(fā)的電子認證。今年2月，發(fā)改委、財政部、能源局聯(lián)合發(fā)布綠色電力證書核發(fā)和自愿認購交易制度通知(以下簡稱通知)，宣告風(fēng)電和光伏企業(yè)(不包括分布式光伏)可以開始申請綠證。
電價補貼難以為繼
當前光伏和風(fēng)力發(fā)電的成本仍普遍高于火電，但電網(wǎng)收購價和火電一樣，因此企業(yè)需要依賴政府提供額外的上網(wǎng)電價補貼。
此前國家以直接補貼電價的方式支持新能源發(fā)電企業(yè)的發(fā)展，也即新能源電價高出火電企業(yè)的部分，由國家財政買單。但補貼結(jié)算過程漫長，而且由于可再生能源的快速增長，財政補貼負擔(dān)也越來越大。
到2016年上半年，可再生能源補貼的發(fā)放缺口累計已經(jīng)達到550億人民幣，電價補貼難以繼續(xù)。而綠證機制則既可降低政府直接補貼的壓力，又能幫助新能源發(fā)電企業(yè)更快收回成本。
綠證將搭配綠電配額制
單純的上網(wǎng)電價補貼并沒有促進可再生能源并網(wǎng)率的提高，保證新能源的市場份額。以風(fēng)電為例，2016年全國平均棄風(fēng)率為17%，最高的甘肅、新疆則達到43%和38%。棄風(fēng)棄光率高居不下，已經(jīng)成為中國可再生能源行業(yè)繼續(xù)發(fā)展的主要障礙。
綠證更大的意義，在于它對可再生能源發(fā)電配額制度的支持，即強制規(guī)定發(fā)電企業(yè)或電網(wǎng)輸出一定比例的可再生能源電力。
理論上，想要優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)的單位可以通過購買綠證來實現(xiàn)目標，個人也可以通過認購綠證幫助可再生能源的發(fā)展。中國國家能源局于2016年4月頒布了配額制度的征求意見稿，提出到2020年，火電企業(yè)必須有15%以上的電力來自非水可再生能源。對于不具備可再生能源發(fā)電條件的企業(yè)，購買綠證將是唯一的出路。
配額制對中國實現(xiàn)此前的氣候承諾——非化石能源(含水電、核電)比例到2020年占到一次能源消費的15%，至關(guān)重要。有專家估算，這一承諾體現(xiàn)在發(fā)電量上，相當于非水可再生能源發(fā)電量達到燃煤火電發(fā)電量的14.4%，與配額制所設(shè)定的目標基本吻合。
廈門大學(xué)能源政策研究院院長林伯強指出，“在電力行業(yè)整體供大于求背景下，真正可以有效解決棄風(fēng)棄光的措施是推行可再生能源配額制，而綠色電力證書的交易可以為配額制提供靈活性、降低強制配額的成本。”
而能源局也透露，2018年政府很可能會推動配額考核和綠證強制交易。
糾結(jié)的燃煤電廠
目前，中國能源局發(fā)布的配額制文件仍在征求意見中，尚未正式出臺。
作為火電絕對主力的煤電，往它們身上強加15%的非水可再生能源并不容易。一方面，煤電的產(chǎn)能過剩已經(jīng)令這一行業(yè)利潤下降，舉步維艱。
此外，去年煤炭去產(chǎn)能給煤炭生產(chǎn)降了溫，但產(chǎn)量下降導(dǎo)致煤價從去年下半年開始上漲，今年開年來漲幅繼續(xù)增大。位于中國中部煤電大省寧夏的七家大型煤電企業(yè)近日聯(lián)名上書寧夏經(jīng)信委，要求煤炭降價。給自身難保的煤電企業(yè)再加購買綠證的負擔(dān)，顯然阻力不小。
另一個影響綠證和配額制開展的因素是企業(yè)為降低用能成本建設(shè)的自備煤電廠。它們不并網(wǎng)不進入銷售，所以很難納入綠證強制配比中。目前全國范圍內(nèi)自備電廠的規(guī)模尚不可知。
目前，強制購買綠證的規(guī)定是否會于2018年按時出臺還不明朗。但可以確定的是，不論煤電面臨的問題如何解決，如果沒有配額制，綠證就將失去對中國能源結(jié)構(gòu)的實質(zhì)影響力。
綠證的前景
可再生能源配額制將保證綠證在初期階段的推行，而從中遠期看，綠電參與碳交易和電力市場改革或許將成為綠證制度能否持續(xù)施行的關(guān)鍵。
國家能源局新能源和可再生能源司處長李鵬介紹，綠證制度與碳減排交易體系可以形成天然的銜接，只需要明確綠色證書背后所代表的減排權(quán)益的歸屬，綠證即可順利地參與碳排放權(quán)交易。
中國全國碳市場即將在今年內(nèi)啟動，規(guī)模超過歐盟碳市場，為全球最大。電力行業(yè)是被批準第一批參與碳排放權(quán)交易的八個行業(yè)之一。
另一方面，電力市場的改革速度可能會是決定綠證機制和可再生能源產(chǎn)業(yè)未來發(fā)展的決定性因素。當前中國采取政府統(tǒng)一定價機制，不管煤電還是新能源，上網(wǎng)電價都不受實際成本和市場供需關(guān)系的影響。這阻擋了發(fā)電成本變化快速傳遞到銷售端。煤電成本波動難以預(yù)期的劣勢和新能源發(fā)電成本穩(wěn)步下降的優(yōu)勢都無法在電價中得到充分反映。
中國從2015年啟動的新一輪電力體制改革的目標，就是讓發(fā)電端和售電端都進行市場化交易，一改過去計劃發(fā)電和統(tǒng)一電價售電的模式。改革順利的話，新能源將可以和煤電公平競爭發(fā)電指標。
林伯強認為，由于成本原因短期內(nèi)煤電的競爭力還是無法動搖，但在中國，技術(shù)層面風(fēng)電和太陽能的成本下降速度很快，特別是光伏。從2011年到2016年，中國光伏發(fā)電硬件成本下降了70%。
李鵬認為，如果電力市場機制建設(shè)的方向不錯，中長期成本的穩(wěn)定可控將成為新能源的競爭優(yōu)勢，而出售綠證和參與碳交易市場也將幫助新能源項目進一步擴大對化石能源發(fā)電項目的環(huán)境外部性優(yōu)勢。
