今年3月，國家能源局向社會公開發布了《可再生電力能源電力配額考核辦法(征求意見稿)》，根據該文件，未來國家將對各省級行政區全社會用電量規定最低的可再生能源電力消費比重，能源主管部門按年度制定各省可再生能源電力配額指標，進行監測、評估和考核。未達到配額的相關行政區域和市場主體將受到懲罰。可再生能源配額包括“可再生能源電力總量配額”和“非水可再生能源電力配額”。
與配額制一同引入的，還有可再生能源電力證書制度，該證書一般被稱作“綠證”。對可再生電力的生產者，每一兆瓦時(1000度)交易結算電量可以獲得一個綠證，與兩類配額對應，綠證也分為常規水電證書和非水電證書。
配額制與綠證結合，對未達到消納配額的市場主體來說，可以通過購買綠證來完成配額。這份文件意味著國內可再生能源的支持政策即將轉向，傳統的固定電價補貼政策將退出歷史舞臺，未來將施行以配額制加綠證的政策機制。
據《財經》記者了解，通過引入綠證制度，將與可再生能源基金相結合共同對新能源電力進行支持。2018年-2020年為過渡期，綠證的引入將一定程度上緩解可再生能源補貼壓力，2020年之后，新能源將迎來平價時代，強制配額與綠證將共同保障中國可再生能源在整個電力市場化交易的過程中具備競爭力。
補貼強度博弈
據《財經》記者了解，今年6月底，國家能源局原計劃公開發布第二次征求意見稿，但最終取消。其原因在于第二版征求意見稿中，關于可再生能源補貼強度的新增內容在業內傳播開來，而引起了行業巨大反響。
第二版征求意見稿要求將可再生能源強制配額與綠色證書相結合，并且按省份劃定了風電和光伏的最低保障利用小時數，在保障利用小時數之內國家可再生能源基金給予全額補貼，保障利用小時數之外的發電量不再獲得補貼支持，但發電企業可以獲得綠證并且出售獲得增量收益，但金額不得超過原先的補貼數額。
這一新增規定，意味著在保障利用小時數之外，新能源企業的發電量能夠獲得的補貼將只能依靠出售綠證來換取，且金額不超過原來的補貼數額，意味著該部分收益將受損且面臨不確定的風險。
這一信息引發市場強烈波動。一位資本市場人士分析，如果就此執行，新能源運營企業存量資產的財務模型面臨崩潰——在投資建設新能源運營資產之初，所有運營商均按照20年國家補貼強度不變的前提搭建財務模型，并作出投資決策。更為重要的是目前不限電的中東部區域，新能源消納情況良好，電網全額消納，對這些地區劃定最低保障利用小時數并削減補貼的做法，將引發投資者重估資產價值。
2006年頒布的《可再生能源法》第二十條規定，電網企業依照本法第十九條規定確定的上網電價收購可再生能源電量所發生的費用，高于常規能源發電平均上網電價計算所發生費用之間的差額，由在全國范圍對銷售電量征收的可再生能源電價附加補償。
根據《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》(國發【2013】24號)，享受國家電價補貼的光伏發電項目，應符合可再生能源發展規劃，符合固定資產投資審批程序和有關管理規定。光伏發電項目自投入運營起執行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20年。
一位新能源發電企業人士稱，運營商通常是用投產后的電費收入作為抵押物去銀行融資，如果補貼削減，可能會引發銀行抽貸，或要求增加抵押物，給新能源企業的發展帶來挑戰。
《財經》記者獲悉，7月初，國家能源局先后召開兩次閉門座談會，重新確定了配額制的思路和與綠證制度相結合的方式。目前削減存量補貼的想法已經被推翻，在會上能源局分管業務領導明確，保持新能源補貼強度不變，同時引入綠證交易制度。新能源運營商可以先通過出售綠證獲得收益，收益與原補貼總額之間的差額由可再生能源基金補足。
這種做法一方面緩解了新能源補貼缺口壓力，另一方面綠證收入回款速度較快也能夠一定程度上緩解企業因補貼拖欠形成的現金流壓力。
同時能源局方面也在征求意見過程中表示，此前劃定的西北限電區域的保障利用小時數各地方政府應嚴格執行，保障利用小時數之內的國家補貼20年不變，保障利用小時數之外基礎電價部分鼓勵市場化交易，補貼強度同樣保持20年不變，中東部不限電區域將不設最低保障利用小時數，新能源電力全額收購，補貼強度維持20年不變。
越來越大的補貼缺口
可以明確的一點是，綠證結合配額制，將一定程度上緩解可再生能源補貼的財政壓力。
隨著國內可再生能源裝機容量的快速發展，可再生能源的補貼缺口也越來越大。為此，盡管主管部門先后數次下調風電、光伏補貼標桿電價，并上調電價中的可再生能源附加費，然而依然無法彌補越來越大的可再生能源補貼缺口。
為了促進可再生能源發展，國內對可再生能源進行標桿電價補貼，根據不同資源區設定不同的標桿電價，其電價都高于當地的燃煤標桿電價。在西北等省區，可再生能源裝機顯著大于當地需求，部分可再生能源電量需要低價參與市場競爭來促進消納。對這部分可再生能源電量，《財經》記者從發電集團相關人士處了解，其補貼金額為當地可再生能源標桿電價與燃煤標桿電價的差額，即并非按照標桿電價進行絕對補貼。
可再生能源補貼的來源主要為每度電價中征收的可再生能源附加費，該部分費用納入可再生能源補貼基金，由國家財政統一管理。隨著可再生能源發電量逐年快速上漲，補貼規模越來越大，可再生能源電價附加征收標準從2006年最初的0.1分/千瓦時先后五次上調，至2016年1月已上調至1.9分/千瓦時。
然而這依然跟不上可再生能源發展的速度，到2017年底，可再生能源補貼缺口已經增長至1127億元，目前已經超過1200億元。這一缺口中，光伏發電在過去兩年的快速增長，以及其相對風電更高的補貼電價，給補貼基金帶來了巨大的壓力。
發改委能源研究所研究員時璟麗在7月26日的“光伏行業2018年上半年發展回顧與下半年形勢展望研討會”上表示，2017年可再生能源補貼需求約為1250億元，其中光伏發電補貼需求約530億元，占比43%。而能源局公布的統計數據顯示，2017年風電發電量為3057億度，光伏發電為1182億度，二者補貼金額幾乎相當的情況下，光伏發電量僅約為風電的三分之一。
此外，時璟麗還表示，預計2018年光伏所需補貼將超700億元，占總補貼資金的46%，將超過風電和生物質的補貼。
補貼缺口擴大之際，5月31日，財政部、發改委、能源局聯合發布了《關于2018光伏發電有關事項的通知》，這一通知要求2018年暫不安排普通光伏電站建設規模，安排1000萬千瓦左右支持分布式光伏發展，支持光伏扶貧，推進光伏發電領跑者基地建設，并將各類資源區新投運光伏電站補貼標準下調0.05元/千瓦時。此外，通知還表示，鼓勵各地根據各自實際出臺政策支持光伏產業發展，根據接網消納條件和相關要求自行安排各類不需要國家補貼的光伏發電項目。
這一通知被業內稱作“531新政”，其對光伏新建規模和價格的控制，引發了光伏業界的強烈反響，能源局為此專門與行業協會代表座談，并就文件出臺背景發文解讀。事實上，新政出臺并不能算突然。今年4月24日的國家能源局新聞發布會上，可再生能源司副司長李創軍在介紹一季度可再生能源發展情況時，已經重點對光伏“新政”的主要內容有所吹風，但并未引起業內重視。
越來越大的補貼缺口無疑是調整的重要原因，有業內人士提醒《財經》記者，今年一季度，新增光伏裝機依然保持了高速增長，從一季度形勢判斷，如果不去控制，缺口將越來越大。中電聯統計數據顯示，今年一季度，太陽能新增裝機1136萬千瓦，同比劇增742萬千瓦，其中新增的大部分為分布式光伏電站。
光伏發電的平均利用小時數要低于風電，但度電補貼標準高于風電，這使得同樣規模的補貼，支持的發電量要顯著小于風電。
光伏在過去的超高速增長，事實上也側面反映了此前補貼退坡的速度與光伏建設成本下降的速度并不一致，光伏成本的下降要快于補貼退坡的速度。可再生能源司綜合處副處長李鵬曾在《中國能源報》上撰文表示，我們雖然建立了價格退坡機制，但是降多少合適?降多了產業受不了，降少了產業容易過熱，人為測算的價格無法精確地反映市場供需的變化。
“531新政”控制光伏補貼規模之后，面對不斷擴大的補貼缺口，配額制與綠證交易結合，將是未來緩解財政壓力的另一途徑。
根據目前的征求意見稿，在確定了分省的可再生能源配額之后，達不到配額的市場主體需要通過購買綠證來滿足監管要求。而新能源企業在發電過程中，每交易結算1兆瓦時電量，可以獲得一個綠證，由國家可再生能源信息管理中心負責證書核發。
這一機制下，用電市場主體通過向新能源發電企業購買綠證來滿足配額，對新能源發電企業而言，出售綠證可以帶來收益，這部分收益將作為補貼來源的一部分，并且也可以盡快結算，一方面緩解了財政補貼的壓力，另一方面也可以帶來更好的現金流。
政策轉向
配額制的討論和推出在即，意味著國內對新能源發電的支持政策將告別固定電價補貼。
從全球范圍來看，對可再生能源的支持政策主要分為兩類：FIT(Feed-inTariffs，上網電價補貼)和RPS(RenewableenergyPortfolioStandard，可再生能源配額制)。包括德國在內的歐洲大部分國家采用了上網電價補貼政策來支持可再生能源發展，而配額制政策主要在美國的29個州及華盛頓特區實施。隨著可再生能源發展，也逐漸出現差價合約(CFD)和購電協議(PPA)等不同形式，針對具體不同項目，通過競爭來給予強度不同的補貼電價。
在光伏“531新政”中，政策上并未完全禁止新建光伏項目，只是不安排需國家補貼的普通電站建設，而不需國家補貼的光伏發電項目仍受鼓勵。此外，分布式光伏進行規模控制后，今年還將受到補貼眷顧的新增光伏項目將主要依靠光伏領跑者基地和光伏扶貧項目。
其中，光伏領跑者計劃是國家能源局從2015年開始實施的一項政策，意在通過試點示范，加速技術進步、促進光伏發電成本下降，實現2020年用電側平價上網目標。領跑者計劃中，投資企業通過競爭方式優選，從過往領跑者計劃的中標經驗來看，價格是重要因素。2015年和2016年啟動的前兩期領跑者計劃中，各基地競爭產生的電價平均比國家標桿電價降低0.2元/千瓦時。
不僅是光伏產業，對新增風電裝機的固定電價補貼也已經接近尾聲。5月18日，國家能源局下發《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，其中要求印發之日起，尚未印發2018年度風電建設方案的省(自治區、直轄市)新增集中式陸上風電項目和未確定投資主體的海上風電項目，以及2019年起各省(自治區、直轄市)新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目，應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。這一通知，意味著風電標桿電價補貼時代的終結，未來新增風電將全部通過競爭方式確定上網電價。
今年5月中國先后出臺的針對風電、光伏的政策調整，以及當前正在進行的配額制討論，意味著在國內，可再生能源的支持政策將從以往的上網電價補貼轉向配額制、綠證與購電協議結合的制度體系。
細則待定
對于配額制如何落地，業內對于綠證的交易細則尤為關注。
和美國施行配額制的29個州一樣，國內配額制將考核用戶側而非發電側，承擔配額義務的是省級電網企業、各類配售電企業、擁有自備電廠的工業企業和參與電力市場交易的直購電用戶等。此外，綠證的交易也都將包括強制綠證和自愿綠證兩個市場。
但與美國相比，有一點顯著不同，即“證”是否隨“電”走。根據能源局《征求意見稿》，水電證書隨交易自動轉移給購電方，納入補貼的項目產生的非水電證書，在結清購電費后轉移給購電方。而據能源基金會清潔電力項目主任陸一川對《財經》記者介紹，美國的配額制度中，綠證與電力交易一般是彼此獨立的，可再生能源電力售出之后，綠證依然留在發電企業，并不自動與“電”綁定流轉，可再生能源發電商可以選擇綠證是否與電力綁定銷售。
這一區別可能帶來的后果是，如果綠證與電力交易綁定，如果用戶(主要是電網公司)通過交易滿足了配額要求，那么在市場上可夠流通交易的綠證數量將會大大減少，這會影響未來綠證交易的活躍程度。而在美國，即便用戶與新能源發電公司簽署了購電協議，但并不會直接獲得綠證，依然需要通過購買綠證來滿足強制配額要求，綠證交易與電力交易并不捆綁在一起。
不過這一區別的背后也有補貼政策的歷史原因。
由于國內此前采用固定電價補貼的政策，可再生能源的電價實行兩部制標桿電價，由燃煤標桿電價和補貼兩部分組成，其補貼的部分體現了可再生能源清潔低碳的屬性。
因此，電網公司收購可再生能源電力并轉付補貼時，其綠電電價也一并包含在固定電價內，在此制度下，綠證依然留在發電方并在市場上交易并不合理。
陸一川對《財經》記者表示，未來制度的設計，需要保證不能所有的“證”都隨“電”走，讓部分綠證留在發電公司里，既然要建立市場，就需要有供需，有綠證在發電公司手中，有證可賣，才能保證綠證在市場中被合理定價。
其次是綠證的時效。《征求意見稿》中，證書有效期暫定為一個考核年，過期自動注銷。對此，陸一川認為，如果證的壽命一年即到期，可能會導致市場產生較劇烈的波動。要平抑價格的波動，要么可以延長綠證的有效期，要么通過長期合同來穩定市場。“對投資者來說，能形成穩定的預期最重要。”
資源解決方案中心(CRS)負責美國零售市場綠證的簽發與核準，其在2017年底出具的一份《可再生能源配額制設計方案備選概覽》的報告中提示，要確保長期合約拍賣成為主要合規手段，因為可再生能源投資者需要穩定的價格和市場。
報告表示，短期REC證書交易是一個實用的補充合規方案;盡管REC證書是關鍵的合規跟蹤機制，但是如果以降低合規成本為目標，那么短期REC證書交易不應成為主要的合規形式，應當鼓勵或要求長期合約交易。該報告還建議，確保價格和市場穩定性的其他機制包括：設置REC證書最低限價或價格帶，政府制定長期REC證書合約，合規方式和采購計劃交由政府批準，以及確保政策設計的清晰度和穩定性。
陸一川認為，市場應該允許存在中間商，為形成分散市場的機制建立基礎條件。
值得一提的是，在美國，覆蓋全國自愿綠證市場交易已經越來越活躍，許多企業出于滿足可持續發展目標以及社會公益的原因，會主動認購綠證，實現自身所需電力全部由新能源來供應，如蘋果、谷歌、IBM等科技公司是其中的典型代表。在美國，大約三分之一的綠證由消費者自愿購買。
在國內，自愿綠證制度事實上先于強制綠證已經開始試行，2017年7月1日起，全社會個人和企業可以通過全國綠證資源認購平臺購買綠色電力證書。不過自愿綠證不存在交易機制，其價格一般由項目所需補貼額度確定，因此風電自愿綠證價格要明顯低于光伏。
截至8月2日，全國綠證資源認購平臺數據顯示，目前一共只有1794名認購者，認購了29332個綠證。相比美國，剛剛起步的國內自愿綠證認購還很不活躍，還需要綠色消費理念的進一步普及。
資源解決方案中心的報告提示，可再生能源配額制度設計起來并不容易，中國的電力市場正在經歷復雜的轉型過程，中國在設計可再生能源配額制度時應當十分小心，在一定程度上確保當前政策環境的平穩過渡。
