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2017年2月,国家发改委、财政部、能源局联合出台《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》(发改能源[2017]132号,以下简称《通知》),确定自今年7月1日起在全国试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购,并计划于2018年起适时启动可再生能源绿色证书市场(以下简称“绿证市场”)强制交易。绿证市场强制交易实施后,发电企业需要同时参与电力市场交易和绿色证书市场交易,而且两个市场交易之间有紧密联系,比如,对于火电企业而言,电力市场交易电量越大,则需要购买的绿色证书数量也越大,支付的碳减排或绿色成本也越大,火电企业会综合两个市场的收益后作出最优的发电决策。发电企业的发电变化会引起省内电力电量结构和规模的变化,并导致跨省跨区交易电量的变化。因此,强制性绿证市场运行后,不仅发电企业会面临电力市场和绿证市场的协调问题,省级电网企业和区域电网单位也面临因此而产生的跨省跨区电力交易变化的问题。因此,认真分析电力市场和绿证市场交易之间相互作用的机理,无论对发电企业,还是对电网企业,都显得非常重要。
绿证市场及其与电力市场的关系
绿证市场及其实施情况。我国拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购,目标是在全国范围内建立一个统一的绿证交易市场。根据中国绿色电力证书认购平台公布的相关数据显示,截至2017年9月11日,绿证核发总量超过7701265个,对应超过77亿千瓦时清洁能源电力。其中,风电项目核发绿证7397093个,光伏发电项目核发绿证304172个。这些项目主要分布在河北、河南、山东、山西、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、江苏、福建、湖北、湖南、江西、广西、四川、贵州、甘肃、宁夏、青海、新疆以及新疆生产建设兵团等21个省份,各地区累计风电和光伏的绿证核发量、挂牌量以及交易量如图1所示。从图1数据可以看出,累计风电和光伏绿证核发量最多的地区是河北、其次是内蒙古、辽宁、山东、新疆等风光可再生能源资源丰富的地区,这些地区的挂牌交易量也较多。另外,从绿证的交易量来看,截至2017年9月11日,绿证自愿认购量接近21000个,相当于减少近2万吨的二氧化碳,但是交易总量明显低于核发量和挂牌量,仅分别占核发量和挂牌量的0.27%和0.77%。很显然,在缺乏绿证强制约束交易机制下,绿证交易的价值很难充分体现出来,并且会出现市场交易规模有限且供需严重失衡的现象。
在绿证成交量和交易价格方面,截至2017年9月11日,风电绿证成交量为244个,日平均成交价格区间范围为137.2~254.9元/个;光伏绿证成交量为9个,日平均成交价格区间范围为600.7~750元/个(如图2所示)。
绿证市场与电力市场的关系。从目前绿证市场和电力市场的建设、运作情况来看,两个市场之间存在紧密的联系,具体表现在以下三个方面:
第一,两个市场最终实现的目标是一致的。其中,新一轮电力市场改革把提高电力系统效率,降低成本,实现电力领域节能减排以及促进清洁能源发展和高效利用作为主要目标之一。而可再生能源绿色电力交易的目标是什么?《通知》中提出了“为引导全社会绿色消费,促进清洁能源消纳利用,进一步完善风电、光伏发电的补贴机制”的目标。
第二,两个市场具有共同的参与主体。电力市场交易的主体包括各类发电企业、电网(售电)企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等。而绿证交易市场实施范围仅限于电力行业,绿证市场交易的参与主体也主要是电力企业。其中,绿证的卖方主体为可再生能源发电企业,买方主体则主要为火电企业、电网企业和售电公司等。电力企业既要参与电力市场交易,还要在绿证市场中完成政府部门要求的可再生能源电力配额考核指标。
第三,两个市场协调交易有助于促进可再生能源发展和高效利用。目前政府部门已经核定出了各地区可再生能源电力配额考核指标,在强制绿证交易市场建立后,发电企业将在可再生能源电力配额总量考核指标约束下,同时参与电力市场和绿证市场的交易,并制定自身利益最大化的发电决策。通过这种协调交易,一方面会引起省内及跨省跨区电力电量结构和规模的变化,另一方面将使得电量由高能耗火电机组向低能耗火电机组,燃煤火力发电企业向可再生能源企业的转移,从而有助于达到节能减排和清洁能源高效利用的目标(如图3所示)。
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