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綠證的交易模式是：在風(fēng)電或光電電站的標(biāo)桿電價基準(zhǔn)之下，減去電站所在地區(qū)的脫硫煤價，得出了補貼價。綠證的交易價要低于這一補貼價。

陽光保險研究部新能源分析師王潤川就透露，由于光電標(biāo)桿電價更高(位于0.65元每千瓦時至0.85元每千瓦時)，因此補貼(即標(biāo)桿價-脫硫煤價)更大，對應(yīng)的綠證付出成本也更多。

相比之下，風(fēng)電標(biāo)桿價位于0.4元/千瓦時～0.57元/千瓦時之間，顯得更便宜。因此，光電和風(fēng)電如處于同一資源區(qū)時，風(fēng)電的綠證價將更低，現(xiàn)階段的買方將更傾向于購買風(fēng)電電量。“但隨著光電價格的進(jìn)一步下滑，未來綠證的購買也就沒什么明顯區(qū)別了，大家都會綜合評估電站的報價、所處地區(qū)資源情況來參與認(rèn)購。”仇展煒表示。

綠證的終極目標(biāo)是否是代替補貼?

在采訪中，第一財經(jīng)記者也了解到，綠證出現(xiàn)之后，財政補貼的壓力將會大幅度減輕。

根據(jù)中銀國際的報告，我國針對1～6批的可再生能源補貼名單預(yù)計發(fā)放了約745億元的補貼，其中風(fēng)電支付了553.46億元，光伏支付了191.9億元，風(fēng)電和光伏的裝機容量分別達(dá)到126651兆瓦和27414兆瓦，這也是基于5919吉瓦時的全國電力消耗量來預(yù)測的，基本與可再生能源融資規(guī)模787億元相當(dāng)。

而據(jù)媒體報道，此前國家能源局華東監(jiān)管局負(fù)責(zé)人就曾表示，截至2016年上半年，可再生能源的補貼缺口達(dá)到550億元，財政補貼資金缺口較大，原有補貼模式也難以為繼。

因此，除了財政補貼繼續(xù)下發(fā)之外，企業(yè)層面、電力交易制度方面都需重新設(shè)計考慮。而綠證的政策中也提及，綠證出臺可“降低國家財政資金的直接補貼強度”。

“可再生能源附加費從原來的0.1分調(diào)至1.9分，雖然有所提高，還是難以填補財政補貼的缺口。”王潤川表示，補貼的降低有兩種：一是實實在在地由財政補貼出資，另一類則是可再生能源項目的電價主動下滑。如果是電價主動降低的話，企業(yè)就要降低產(chǎn)品的制造成本，如原材料采購、工藝技術(shù)的進(jìn)步等。

如今，硅材料已從8年前的數(shù)百美元/公斤降至20美元/公斤上下，如果再進(jìn)一步下滑至10美元，短期內(nèi)可能性不大。企業(yè)只有依靠中端產(chǎn)品即硅片和電池片工藝的提升來促使整條產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)生改變。而有了綠證之后，企業(yè)的資金獲取也有了新渠道。

2018年，當(dāng)市場進(jìn)入“配額考核+強制認(rèn)購”的發(fā)展階段時，被要求強制認(rèn)購的預(yù)計大部分是發(fā)售電公司。仇展煒就提到，如果是強制要求，其力度是否足夠也是行業(yè)內(nèi)最為關(guān)心的，“現(xiàn)在國內(nèi)發(fā)了很多文件，比如說光伏和風(fēng)電的保障性收購，但執(zhí)行得不算到位。配額制如能有效執(zhí)行，對于綠證交易的雙方都是有好處的。”

去年3月3日，國家能源局以紅頭文件的形式在官網(wǎng)掛出了一份《國家能源局關(guān)于建立可再生能源開發(fā)利用目標(biāo)引導(dǎo)制度的指導(dǎo)意見》(下稱“指導(dǎo)意見”)。盡管部分市場人士稱這一指導(dǎo)意見不能等同于此前廣為期待的可再生能源配額制，但第一財經(jīng)記者采訪的多位業(yè)內(nèi)人士中，大部分人都認(rèn)為這與配額制并無二致，只是說法上更為婉轉(zhuǎn)罷了。

所謂“配額制”，即一個國家或地區(qū)，用法律的形式對可再生能源發(fā)電的市場份額做出強制性規(guī)定。整個指導(dǎo)意見中提及，各發(fā)電企業(yè)的非水電可再生能源發(fā)電量應(yīng)達(dá)到全部發(fā)電量的9%以上，這是整個指導(dǎo)意見中最為關(guān)鍵的一條。該指導(dǎo)意見也提出了要建立綠證交易機制，綠證可作為發(fā)電指標(biāo)的核算憑證，綠證持有人可參與碳減排交易和節(jié)能量交易。這份去年出爐的文件沒有提到綠證與配額制之間是否有取代的關(guān)系，但在今年的綠證通知中，國家各部委也明確提出，“”綠證出售后(光伏及風(fēng)電企業(yè))不再享有補貼，(項目)不可轉(zhuǎn)售。”綠證和補貼的關(guān)系也一目了然。