可再生能源平价项目的环境价值体现

截至目前，如何量化可再生能源电力的绿证价值?现阶段政策规定可再生能源企业出售绿证的价格不得高于对应的补贴，但低于对应补贴企业面临实质性亏损，不如等待补贴(绿证如果卖不掉，企业可以撤销绿证，继续等补贴)
。

目前可以出售绿证的发电项目都是已经列入前七批补贴目录的
，肯定能拿到补贴，企业既没有太强的动力降价出售绿证，购买方因为价格太高也没有兴趣大规模采购，因此绿证整体的交易非常清淡
，买卖双方都是一样在试探摸索，这也是早期绿证市场的必经阶段。

未来，大量平价可再生能源发电项目本身没有补贴
，那么是否该发绿证，一旦发绿证应该如何定价就是今年下半年及明年的政策要点。

从过往的政策讨论来看，平价项目毫无疑问是应该发绿证的，出售绿证的收入也能改善一下项目的收益率
。平价项目的绿证定价既然没有补贴的限制，可以放开交给市场
。对于前文提到的电力用户来说，平价项目是最有机会实现合理的成本下完成“电力+绿证”的捆绑采购。

可再生能源提高配网投资收益

增量配网的试点工作已经推进到第四批，但是配网的盈利模式至今没有形成。配网的投资很有价值，但是盈利难度很大。从可再生能源的成本来看
，未来，特别是光伏发电，很有可能成为配网盈利的主要环节之一。

从2019年光伏竞价指标公示来看
，在III类资源区，普通光伏电站平均电价为0.4589元/千瓦时

，最低电价为0.3570元/千瓦时;全额上网分布式项目平均电价为0.4817元/千瓦时，最低电价为0.4110元/千瓦时。而III类地区是主要的电力市场
，也是销售电价相对比较高的地区，在这样的光伏电价水平下，如果售电公司自己投资光伏电站，自主卖电给配网内的电力用户是可以实现较好盈利的。这种情况下，既解决配网的电源，又解决了可再生能源的消纳。

当然，这种模式还需要进一步的政策支撑。但如果改革步伐放慢或电网企业阻挠，出现政策和市场需求之间的摩擦，届时恐怕在盈利的驱动下，大量配网企业或配网内的用电企业会在不与电网沟通的情况下自发地安装光伏，通过增加防逆流装置实现纯粹的自发自用。

但光伏发电还是靠天吃饭，阴天或者出现其他波动的情况下，配网有天然气发电或者储能作为调节还好，如果没有仍需要大电网作为保供电的最后屏障。如果电网不掌握市场中的光伏装机情况
，势必增大调度及备用的难度，所以还是需要双方能够在信息透明的情况下充分合作
。

综合来看，可再生能源已经走过最艰难的时期，现阶段的瓶颈是消纳问题。未来
，在成本的优势下会出现新的商业模式，消纳等问题可以通过技术手段解决

，需要考虑的就是成本和收益的问题。相信可再生能源在“十四五”期间甩掉补贴之后，必将迎来自己真正的时代
。

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