近期，国家发改委、财政部、能源局联合发布《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，推动含补贴项目全面参与绿色电力交易。虽然自媒体和券商多有转发与解读，但给人的感觉总是“听君一席话，胜似一席话”。对于任何一个政策来说，摘抄不是解读，误解不如不解。不对照历史，难以发现这一次的变化；不进行量化分析，也无法真正理解政策影响、明确应对措施。
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（来源：微信公众号“风电顺风耳”作者：宋燕华）
剪不断，理还乱，是绿色权益
国补、绿证、绿色电力交易是先后出台的三个政策，基于时代背景，目标各有侧重，由于未做好衔接，也让现状更加纠结。
补贴电价是风电光伏项目的标杆电价高于基准价的部分，早在2006年《可再生能源法》中就明确了补贴电价的制度和定位。补贴电价并不完全是、或者说很大程度上不是为了体现绿色价值，而是为了促进可再生能源的开发利用和行业的发展壮大，因为倒退十年，没有补贴电价很多可再生能源项目不具备经济性。适用范围也不止风光，还包括生物质发电、海洋能发电和地热能发电等。但由于各行业发展进步速度不同，风、光、生物质成为了补贴制度的最大受益者和补贴对象。但十三五期间光伏装机发展速度远超规划，导致截至2016年底累计补贴资金缺口就已经突破600亿元，从此，补贴拖欠成为了困扰行业发展的掣肘因素。
绿证在这一背景下应运而生。
任何一度绿色电力都同时具备电能量价值和绿色价值。但对于电力用户来说，能否买到绿色电力、怎么买、用什么价格买是长期困扰的问题。最佳途径是电力用户与绿色电源直接签署PPA，一次购买行为实现买电量和买绿证的双重目标，也能确保绿色电力的可追溯性。但是，我国绿色电力参与电力交易处于渐进过程中，至今仍有部分省份用户无法买到绿电。为此以电证分离的方式，通过绿证确认所用电力的绿色属性是一个解决方案。
但是，在我国绿证制度自始背负了两个截然不同的使命。一是与国际市场接轨的、促进绿色电力消费、让有需求的用户买到绿色属性的目标，二是与众不同的、让社会资本缓解补贴拖欠压力的目标。后者本不该由绿证来解决，却事实上成为了绿证的长期使命。比如首批核发绿证的对象仅包括已列入补贴目录的陆上风电和光伏项目（不含分布式光伏），绿证价格也基本等于补贴电价（光伏绿证平均折合0.6652元/kwh，风电绿证平均0.182元/kwh），扭曲的价格极大打击认购积极性，截止目前仅成交78967张，折合0.79亿kwh，不足一个5万千瓦风场的年发电量。
2019年风光行业逐步去补贴，绿证机制的弊端更加突出。从需求方来看，中东部地区风光项目仍然没有参与交易，用户100%使用绿电的愿望无法满足；从发电侧来说，新增平价风光被排除在绿证核发范围之外，显失公允也减少了供给。
为此，政策做出了两项改变。一是2019年发改委、能源局在《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》中允许平价、低价风光项目出售绿证获得收益，激活了绿证供给。截至目前无补贴绿证交易规模已超过506.95万张，是含补贴绿证的64倍，交易价格折合0.03-0.05元/kwh，有效提高了无补贴项目收益。二是绿色电力交易试点启航，让电证合一成为现实。
上层楼，终阔步，盼成交有常
所谓绿色电力交易，是以绿色电力产品为标的物，交易电力的同时提供国家规定的可再生能源绿色电力证书。对发用电双方来说，相当于在一笔交易中同时确认了电能量价值和绿色价值的目标，结算电价也自然包含了电价和绿色溢价。在没有套利的情况下，绿色溢价与绿证价格差异不大，基本都在0.03-0.05元/kwh，因此对于平价项目来说，以哪种方式参与交易，收入上是等效的。
低廉平价绿证的大行其道让动辄0.2-0.6元/kwh的含补贴绿证更加没有市场，如何给国补开源仍然是个问题。起步于2021年的绿色电力交易试点，在经历三轮调整后，在2023年初将含补贴项目纳入其中，补贴电价与绿证的关系也终于理顺。
两网推动首批试点：2021年9月7日，国家发改委以复函形式同意两网《绿色电力交易试点工作方案》，宣布了绿色电力交易试点工作的正式启动。当日来自17个省份的259家市场主体达成大约79亿kwh交易电量。2022年2月和5月，广州、北京电力交易中心分别发布了《南方区域绿色电力交易规则（试行）》和《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》，让绿色电力交易规则首次公之于众。
这一版本的规则将平价风光作为绿色电力交易的主要对象，重申了含补贴项目任何一度电不能同时取得绿证和补贴的原则。
结合政策来看，含补贴项目只在两种情况下可以参与绿色电力交易，一是与补贴对应的合理利用小时数额度已经用完，但经营期尚未结束。这种场景下项目发电能力应远高于资源区均值、且已运行10年以上，因此满足条件的项目很少；另一种场景是中断计算合理利用小时数，如某含补贴项目打算参与绿色电力交易，则参与交易电量不计入合理利用小时数，这种情形更适合某一年绿电需求旺盛、绿色溢价超过或接近补贴电价水平区域的项目，除非含补贴项目的补贴强度仅为3-5分/kwh，否则在平价绿证供给相对充足、消纳绿电尚未强制的情况下不可能长期出现。整体上，为了保住账面补贴电价收入，含补贴项目不会有太大意愿参与绿色电力交易。
平价项目全面参与：2022年底，发改委、能源局发布《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》，要求推动平价项目全面参与绿电交易。同时提出，针对含补贴项目由电网企业保障性收购的电量部分，鼓励参与绿电交易，产生的附加收益以适当方式对冲可再生能源发电补贴。
含补贴项目纳入其中：在上述政策尚未来得及全面实施和校验的情况下，今年2月，三部委再度发布《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，推动含补贴项目全面参与绿色电力交易。其中，电网保障性收购的部分电量由电网或其结算服务机构组织统一参加绿电交易或绿证交易，产生的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；市场化交易电量部分由项目单位自行参加绿电交易或绿证交易，产生的溢价收益在国家可再生能源补贴发放时等额扣减。
对于含补贴项目来说，全面参与绿色电力交易意味着什么？这要从整体和个体两个角度来看，整体利好，但部分事项还有待明确。
首先，“等额冲抵”是政策中最重要的四个字，让绿色溢价与补贴电价不再冲突。历史上两者之所以矛盾，是因为政策上采取了“等（电）量冲抵”的方式，认为任何一度电不能同时享有补贴电价和绿色溢价，而最新政策采取了“等（金）额冲抵”的方式，确认了含补贴项目补贴电价的应有金额，项目可以同时参与绿证、绿色电力交易并等待补贴偿还，只需将取得的绿色溢价在应收补贴款中扣除。
第二，无论个体是否参与，补贴资金来源都得到了扩充。由于含补贴项目都有一定的保障性收购电力，按照政策规定将由电网或相关结算机构统一组织参与绿证或绿电交易，产生的溢价收益将会纳入可供分配的可再生能源补贴分子（“归国家所有”的描述应当是考虑到存量补贴需求在2035年后将逐步减少）。而绿证或绿电交易基本没有账期，可以当期取得现金，在不影响补贴总规模的情况下，含补贴项目也会有动力参与，以改善现金流、减少应收补贴，从而也降低了补贴拖欠的总分母。
第三，绿色溢价设定为基准电价之上部分是否合理。根据上述政策规定，享受国家可再生能源补贴的绿色电力，参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。相当于认为绿色电力交易模式下，总价格超过基准价部分被认定为绿色溢价。但是实际执行中，绿色电力交易往往以中长期交易价格为电能量的参考价，而后者具有随行就市的特征，未必是基准价。常规年份，三北地区风光资源良好的地区新能源中长期电价大概率要比基准价低，中东部地区相对缺电的省份新能源中长期电价则可能高于基准价。这一认定方式是否公允、是否会造成新能源实现了额外的绿色溢价却失去了本应存在的电能量价值，还有待观察。
第四，供给扩容快于需求，绿电消费如何与能源双控接轨是最大期待。根据北京电力交易中心统计，国网区域2022年绿色电力交易规模152亿kwh，风光总消纳量9992亿kwh，根据去补贴进度初步匡算，假设其中1/3电量为平价项目，则平价项目目前整体参与绿电电力交易的比例仅为4.57%。对于投资人来说，相当于一度电的绿色价值已经有了参考值，但在交易不活跃的情况下，还不能把绿色溢价作为估值模型中对于每一度电的假设。另一方面，在政策扩容至含补贴项目以后，相当于如有需要任何一度风光出力都可以提供绿色权益。供给上来了，需求却并未强制，目前各类政策仍然以鼓励为主，绿电消费如何与能源双控接轨还是未知数。在需求不明的情况下，绿色溢价很可能受供求因素影响而短期走低。
如何让电力用户有动力主动购买绿电，这是政策制定者应当尽快回答的问题。
