結合中國在《巴黎協定》中所做的承諾，我國制定了2020、2030年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%、20%的能源發展戰略目標。為保障上述目標得以實現，從政策層面上，國家制定并推動了可再生能源消納保障制度（配額）及綠證交易制度的落地實施。

減輕可再生能源補貼壓力

電價補貼是我國可再生能源發展，尤其是風、光新能源發展的主要推動因素。得益于電價補貼政策的激勵，中國的風電及光伏行業經歷了十年的快速發展，風、光累計裝機從2010年的4499萬千瓦增長至2019年4.14億千瓦，實現了8.2倍的增長，占全國總裝機容量的比重提升至21%。

國家可再生能源電價補貼由可再生能源基金支付，基金主要來源于可再生能源附加，即向全社會（扣除居民生活用電和農業用電）用電量征收的可再生能源附加費。為滿足可再生能源并網的補貼需求，國家能源局多次上調可再生能源附加征收標準，從2006年的每度電征收0.2分提升至2016年每度電征收1.9分，沿用至今。但由于風電、光伏和生物質等可再生能源發電規模增長過快，可再生能源基金依然入不敷出，無法滿足此類能源大量并網帶來的補貼需求。

可再生能源補貼資金在2016年初現缺口“苗頭”，截至2016年底，可再生能源補貼缺口超過700億元，且隨著可再生能源并網容量的增加，補貼缺口持續擴大，根據2019年全國人大常委會執法檢查組《關于檢查可再生能源法實施情況的報告》中公布的數據-‘十三五’期間90%以上新增可再生能源發電項目補貼資金來源尚未落實，截至2019年底累計補貼資金缺口已達3000億元以上。

發電企業出售綠證后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼，因此建立綠證交易機制，可再生能源發電企業可以通過銷售綠證對沖補貼拖欠的風險，縮短企業資金回款的周期，也有助于減輕國家可再生能源補貼壓力。

2綠證制度發展路徑

2016年2月

國家首提配額制及綠證交易機制。

2017年

綠色證書制度開始試行，同年綠證交易平臺上線，由于配額制未真正落地實施，綠證交易并不活躍。

2019年5月

可再生能源消納保障機制最終版落地，明確可購買綠證完成消納指標。

2020年1月1日起

對各省級行政區可再生能源電力消納情況，國家全面進行監測評價和正式考核，未完成消納指標的市場主體可通過自愿認購可再生能源綠色電力證書的替代方式完成消納量，有望推進綠證市場的發展。

2020年5月

國家明確2020年各省級行政區域的可再生能源消納考核指標。

自2020年7月起

多地發布可再生能源電力消納實施方案，要求各類市場主體完成相應可再生能源及非水可再生能源消納量，實質性推進配額制落地實施，有望提升綠證交易市場的活躍性。

圖表1：配額及綠證制度發展路徑

來源：國家能源局，國家發改委，遠光能源互聯網

3關于綠證出售資格

自2017年全國綠色電力證書自愿認購交易平臺上線以來，國家可再生能源信息管理中心共核發23,656,379張風電綠證,3,845,828張光伏綠證,每個綠證對應1兆瓦時的結算電量，目前具有綠證出售資格的是陸上風電和光伏發電企業，分布式光伏發電及海上風電暫未納入核發對象。

4綠證交易市場情況

從核發、掛牌、交易情況來看，綠證交易市場呈現掛牌率、交易率雙低的現象，風電綠證市場的活躍度略高于光伏，而光伏綠證的成交價格普遍高于風電綠證。

截至2020年10月，風電綠證掛牌量5,663,056,掛牌率為23%，風電綠證實際交易量為38,595個，為掛牌量0.68%，其中河北成交量位居榜首，占總交易量的75%。

根據中國綠色電力證書認購交易平臺顯示，風電綠證成交價格最高為330元/張，最低為128.6元/張，平均交易價格為174.4元/張。

圖表2：風電綠色證書核發、掛牌、交易情況

來源：綠色電力證書自愿認購交易平臺

截至2020年10月，光伏綠證掛牌量為550,409，掛牌率為14%,光伏綠證實際交易量為166個，為掛牌量的0.03%，其中山東交易量位居榜首，占總交易量的24%。

根據中國綠色電力證書認購交易平臺顯示，光伏綠證成交價格最高為900元/張，最低為518.7元/張，平均交易價格為668.1元/張。光伏綠證成交價格普遍高于風電。

圖表3：光伏綠色證書核發、掛牌、交易情況

來源：綠色電力證書自愿認購交易平臺

5關于綠證交易價格

綠證認購采取以出售綠證數量沖抵補貼電量的方法，發電企業出售綠證后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼，未出售綠證對應的電量部分仍享受原有補貼。

由于配額制的實施略落后于綠證交易市場化進程，過去綠證出售主要用于對沖補貼拖欠的風險，因此綠證成交價格的上限為補貼金額，考慮到一張綠證對應1MWh,即：

單張綠證的成交價格上限=（項目的風電/光伏的標桿電價-當地脫硫煤標桿電價）*1000

風電、光伏的標桿電價基于各地風、光資源稟賦而制定，資源條件越好的地區標桿電價越低，其中風電標桿電價按四類資源區制定，光伏標桿電價按三類資源區制定，度電補貼則是風、光的標桿電價與當地燃煤標桿上網電價之間的差值。

隨著技術進步及規模化效應帶來的風、光度電成本的下降，風、光標桿電價也相應地分階段進行下調，逐步向去補貼、平價方向發展。由于新能源發展初期，設備造價較高及發電效率較低導致了光伏高于風電度電成本，光伏的標桿電價普遍高于風電，2015年之前，同是一類資源區，光伏標桿電價高出風電40%左右，這也造成了光伏度電補貼普遍高于風電，也是光伏綠證價格高于風電的原因。

圖表4：歷年光伏標桿電價變化

圖表5：歷年陸上風電標桿電價變化

來源：國家能源局，國家發改委，遠光能源互聯網

以兩個項目綠證成交價格為例

1）華能河北唐山豐南區黑沿子風電場一期工程：2017年售出的綠證價格為246.6元

并網日期為2013年，屬于IV類資源區，風電上網標桿電價為0.61元/千瓦時，2017年冀北脫硫煤標桿電價為0.3634元/千瓦時，可計算初當時的綠證價格上限為（0.61-0.3634）*1000=246.6元，和此項目售出綠證價格一致。

2）青海大唐國際共和一期20兆瓦并網光伏電站發電項目：2017年售出的綠證價格為772.3元

并網日期為2013年，屬于II類資源區，光伏上網標桿電價為1.1元/千瓦時，2017年青海脫硫煤標桿電價為0.3247元/千瓦時，可計算初當時的綠證價格上限為（1.1-0.3247）*1000=775.3元，略高于此項目售出綠證價格。

綠證的價格由項目風電/光伏的標桿電價及當地的脫硫煤標桿電價之間差額決定，然而由于各項目并網時間、所處資源區、當地火電價格都有所不同，造成綠證價格差異較大。

同區域的新能源項目,并網時間越晚，綠證價格越低，競爭力越強：同一資源區的項目，盡管脫硫煤標桿電價相同，但是由于并網時間不同，對應的標桿上網電價也不同，從而導致綠證掛牌價格也會有差異。相對而言，同一地區新能源項目，并網時間越晚，由于標桿上網電價下調，度電補貼也越低，綠證掛牌價格也會相應下降。

同一批次并網的風電項目，冀北綠證競爭力最高，青海綠證競爭力最弱：同一批次并網的項目，由于所屬資源區不同，對應的標桿上網電價各不相同，加之各地脫硫煤標桿電價不同，綠證掛牌價格差異較大。在此以2018年風電標桿上網電價為基準，測算各區域的風電度電補貼價格，可得出各區域的風電綠證競爭力情況，從下表中可看出，執行2018年風電標桿電價的風電項目中，冀北區域的風電度電補貼為0.078元/千瓦時，對應綠證價格的上限為78元，同批次項目中最具競爭力，其次是云南、黑龍江三類區域、甘肅三類區域、吉林三類、廣東及蒙西區域，對應綠證價格上限為114~117元。青海區域此批風電項目綠證競爭力最弱，對應價格上限為245元。由于各類資源區標桿電價調整頻次一致，同批次并網項目，競爭力區域分布基本保持一致。

圖表6：各區域風電度電補貼比較

來源：國家能源局，國家發改委，遠光能源互聯網

同一批次并網的光伏項目，青海綠證競爭力最高，山西綠證競爭力最弱：在此以2018年光伏標桿上網電價為基準，測算各區域的光伏度電補貼價格，可得出各區域的光伏綠證競爭力情況，從下表中可看出，執行2018年光伏標桿電價的光伏項目中，青海I類區域的光伏度電補貼為0.175元/千瓦時，對應綠證價格的上限為175元，同批次項目中最具競爭力，其次是甘肅I類及四川區域，對應綠證價格上限為192~198元。山西III類區域此批光伏項目綠證競爭力最弱，對應價格上限為368元。由于各類資源區標桿電價調整頻次一致，同批次并網項目，競爭力區域分布基本保持一致。

圖表7：各區域光伏度電補貼比較

來源：國家能源局，國家發改委，遠光能源互聯網

綜上所述，從競爭力層面來看，風電綠證優于光伏綠證，新并網項目優于老并網項目，冀北風電項目及青海光伏項目較優于其余區域同類項目。對于采用認購綠證的替代方式完成配額制要求消納指標的市場主體，或可根據上述排序選擇綠證出售方。