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配額制度下綠證交易發展方向淺析

作者:魏世哲 來源:中國電業 發布時間:2020-06-08 瀏覽:
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2020年1月20日,財政部、國家發展改革委、國家能源局三部委,聯合下發《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》(財建〔2020〕4號)(簡稱《意見》)?!兑庖姟访鞔_指出,全面推行綠色電力證書交易。自2021年1月1日起實行配額制下的綠色電力證書(簡稱“綠證”)交易,同時研究將燃煤發電企業優先發電權、優先保障企業煤炭進口等與綠證掛鉤,持續擴大綠證市場交易規模,并通過多種市場化方式推廣綠證交易。企業通過綠證交易獲得收入相應替代財政補貼。在存量項目可再生能源補貼資金存在巨大缺口,且新增補貼規模難以匹配新增項目的前題下,綠證交易似乎將是維持可再生能源發展,不斷推動國家能源轉型的重要途徑。下面,本文就綠證交易的現狀、未來發展方向進行分析。

綠證交易現狀      

綠證交易政策由來

2017年1月18日,國家發展改革委、財政部、國家能源局三部委聯合下發《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》(發改能源〔2017〕132號)(簡稱《通知》)?!锻ㄖ分赋?,為引導全社會綠色消費,促進清潔能源消納利用,進一步完善風電、光伏發電的補貼機制,擬在全國范圍內試行可再生能源綠色電力證書核發和自愿認購,綠色電力證書自2017年7月1日起正式開展認購工作。

綠證交易試行中值得注意的幾點內容

(1)按照不高于證書對應電量的可再生能源電價附加資金補貼金額標準,由買賣雙方自行協商或者通過競價方式確定認購價格。

(2)風電、光伏發電企業出售可再生能源綠色電力證書后,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。

(3)鼓勵各級政府機關、企事業單位、社會機構和個人在全國綠色電力證書核發和認購平臺上自愿認購綠色電力證書,作為消費綠色電力的證明。

(4)根據市場認購情況,自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易。

以上內容明確,綠證只可交易一次,且交易價格不能超過可再生能源電價附加補貼金額。根據當時可再生能源發展背景分析,綠證交易政策的出臺旨在解決國家電網有限公司所轄范圍內風電、光伏發電項目補貼不到位,以及企業資金回流困難等問題(南方電網公司所轄范圍內風電、光伏發電項目較少,補貼資金壓力不大,由電網企業直接代付),交易次數和金額上限的設置在一定程度上限制了綠證的金融屬性。此外,2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束遲遲未能實現;綠色電力證書金融屬性的缺失也導致政府機關、企事業單位、社會機構和個人對綠證交易興趣不大。

綠證交易市場現狀

01

交易量

中國綠色電力證書認購交易平臺顯示,自實行綠證核發及交易以來,全國共核發風電綠證23315779張(約23.32億千瓦時)、光伏綠證3845828張(約3.85億千瓦時),風電綠證掛牌量為5607605張、光伏綠證掛牌量為531502張,風電綠證成交量為36312張、光伏綠證成交量為161張。其中風電交易量占核發量的0.156%、交易量占掛牌量的0.648%,光伏交易量占核發量的0.0042%、交易量占掛牌量的0.03%。全國各省份綠證核發及交易情況詳見圖1~6、表1。

02

交易價格

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、平均為177.2元/張,累計成交額為634.45萬元,光伏綠證成交價格最高900元/張、最低581.7元/張、平均666.4元/張,累計成交額為10.73萬元。風電、光伏綠證具體成交情況見圖7、表2。

由圖7和表2可以看出,3年多來綠證交易沒有形成應有的市場規模,成交比例低,并且成交量以及成交均價呈逐年下降趨勢,成交額還不到650萬元,遠遠沒有起到減輕中央可再生能源補貼資金壓力,支持可再生能源風電、光伏產業發展的作用??偨Y原因,一是綠證交易沒有與配額制度結合,相關電力企業缺乏購買動力;二是交易價格存在上限,各省煤電電價與風電、光伏標桿電價差額不同,交易價格預期不同,天然形成了交易的不平衡;三是僅允許一次交易的規定,極大地限制了綠證的金融屬性,影響了非電力領域的購買意愿。

綠證市場發展方向的幾個預測

綠證交易市場主體反應冷淡,與配額考核制度的缺席有著直接聯系。那么,為保證非水可再生能源項目可持續發展,按照《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》(財建〔2020〕4號)的要求,綠證交易必然與配額考核制度深度融合。這會直接影響煤電項目發電權,進一步提升市場交易活力。下面對綠證交易市場發展方向做出幾點預測:

綠證交易與可再生能源電力配額考核深度結合

關于配額考核制度,國家層面先后出臺過兩份文件,一份是2016年4月22日,國家能源局綜合司印發的《關于征求建立燃煤火電機組非水可再生能源發電配額考核制度有關要求通知意見的函》,另一份是2018年3月23日,國家能源局綜合司印發的《關于征求<可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)>意見的函》。上述兩份關于配額考核的文件由同一部門發出,時間間隔不到兩年,但在本質內容上卻存在較大差距,對指導思路、考核主體、考核目標均作出了巨大調整:首先,思路從促進非水可再生能源發展調整到了促進非水可再生能源消納;其次,隨著思路的轉變,考核主體由發電企業變為電網等配售電企業;最后,考核目標由2020年燃煤企業承擔的非水可再生能源電量配額與火電發電量比重達到15%以上,調整為各省及行政區域內的預期指標,具體由電網企業等配售電企業執行。

近年來,我國非水可再生能源發電項目裝機規模不斷攀升,風電和光伏發電裝機容量從2015年的1.3億千瓦和0.42億千瓦,發展到2019年的2.1億千瓦和2.05億千瓦,實現了巨大的飛躍,在國家補貼等方面的大力扶持下,促進了技術提升、成本下降,雖然配額考核制度暫未正式實施,但是由上述兩份文件看出,我國非水可再生能源發電項目發展的基本面已經發生變化,思路上從考核發電企業鼓勵促進項目建設到考核電網企業保障消納,再結合有關意見要求,以及中央財政補貼的退出、地方政府補貼項目難度大的現狀,綠證交易必將與配額考核制度深度融合,無論是各個省級政府還是電網企業和發電企業均需參與其中,壓力層層傳導,尤其是電網配售非水可再生能源電量在所轄區域內無法滿足的情況下,必將向下游發電企業提出要求,保證配額指標的實現。

綠證交易價格金融屬性釋放不設上限

按照2017年《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》(發改能源〔2017〕132號),綠證認購價格按照不高于證書對應電量的可再生能源電價附加資金補貼金額,并且只能交易一次,當時政策出臺的目的是為了解決可再生能源企業補貼資金不能及時到位的問題,與現在可再生能源發展背景已經不同,由于沒有配額考核的限制,沒有剛性購買需求,各區域內可再生能源項目標桿電價與煤電標桿電價差值不同,導致綠證交易價格預期不同,難以在同一起跑線上競爭,同時綠證不能用于配額指標,可交易不可使用,交易次數的限制也顯得沒有實際意義。

按照目前可再生能源發展形勢,國家有關機構判斷,風電、光伏發電項目已基本具備平價上網條件,且新增項目可享受的新增補貼十分有限,故判斷,存量項目繼續按照原有電價補貼政策享受補貼,同時也可參與綠證交易,但交易部分電量不再享受補貼,新增項目平價上網,產生的綠證可在全國范圍內進行交易,在統一價格體系下競爭,價格不設限制(火電項目購買綠證成本與相應形成的發電效益能夠有效保證價格穩定),國家通過調整配額考核指標調節供需平衡關系主導市場交易,充分釋放綠證的金融屬性。

可再生能源電力配額考核主體

綠證交易是配額考核制度執行的載體,考核目標無論是電網企業還是發電企業,壓力都是層層傳導的,哪一方都不能置身事外,最終都是力圖使發電側非水可再生能源電量占比等于或大于配額考核標準,售電側售出的非水可再生能源電量占比等于或大于配額考核標準,形成最終穩定的平衡,如不能滿足要求,省級政府就會進一步要求發電企業按配額要求發電,發電企業就不得不在省內或跨區域購買綠證指標,同時加快省域內非水可再生能源項目開發。

以廣東省為例,按照2019年數據分析,全社會用電量為6695.85億千瓦時,風電發電量為68.9億千瓦時,光伏發電量約為60億千瓦時,占比僅為1.9%,較2020年廣東省非水可再生能源電量配額要求3.8%還有較大差距。在無法完成配額指標的情況下,壓力傳導至發電企業,廣東省內發電企業不得不向外省購買綠證指標,同時加大省內非水可再生能源發電項目開發力度。由此可見,全國范圍內配額指標無法完成的省份會向留有結余的省份購買綠證,國家統籌考慮能源產業結構目標,調整配額考核指標,不斷形成新的平衡,促進非水可再生能源項目建設。

此外,如果全國能源產業轉型完成,在考慮電網安全的情況下,配額指標不能無限制提升,受社會用電增速影響,非水可再生能源電量大大超過全社會發電量的情況下,為保證發電企業生存,可能將大型高耗能用電企業納入考核范圍,按照配額購買綠證反哺發電企業,形成綠證交易與配額考核制度的最終模式。

關鍵字:綠證交易

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