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来源:国家能源局,国家发改委,远光能源互联网
3关于绿证出售资格
自2017年全国绿色电力证书自愿认购交易平台上线以来,国家可再生能源信息管理中心共核发23,656,379张风电绿证,3,845,828张光伏绿证,每个绿证对应1兆瓦时的结算电量,目前具有绿证出售资格的是陆上风电和光伏发电企业,分布式光伏发电及海上风电暂未纳入核发对象。
4绿证交易市场情况
从核发、挂牌、交易情况来看,绿证交易市场呈现挂牌率、交易率双低的现象,风电绿证市场的活跃度略高于光伏,而光伏绿证的成交价格普遍高于风电绿证。
截至2020年10月,风电绿证挂牌量5,663,056,挂牌率为23%,风电绿证实际交易量为38,595个,为挂牌量0.68%,其中河北成交量位居榜首,占总交易量的75%。
根据中国绿色电力证书认购交易平台显示,风电绿证成交价格最高为330元/张,最低为128.6元/张,平均交易价格为174.4元/张。
图表2:风电绿色证书核发、挂牌、交易情况
来源:绿色电力证书自愿认购交易平台
截至2020年10月,光伏绿证挂牌量为550,409,挂牌率为14%,光伏绿证实际交易量为166个,为挂牌量的0.03%,其中山东交易量位居榜首,占总交易量的24%。
根据中国绿色电力证书认购交易平台显示,光伏绿证成交价格最高为900元/张,最低为518.7元/张,平均交易价格为668.1元/张。光伏绿证成交价格普遍高于风电。
图表3:光伏绿色证书核发、挂牌、交易情况
来源:绿色电力证书自愿认购交易平台
5关于绿证交易价格
绿证认购采取以出售绿证数量冲抵补贴电量的方法,发电企业出售绿证后,相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴,未出售绿证对应的电量部分仍享受原有补贴。
由于配额制的实施略落后于绿证交易市场化进程,过去绿证出售主要用于对冲补贴拖欠的风险,因此绿证成交价格的上限为补贴金额,考虑到一张绿证对应1MWh,即:
单张绿证的成交价格上限=(项目的风电/光伏的标杆电价-当地脱硫煤标杆电价)*1000
风电、光伏的标杆电价基于各地风、光资源禀赋而制定,资源条件越好的地区标杆电价越低,其中风电标杆电价按四类资源区制定,光伏标杆电价按三类资源区制定,度电补贴则是风、光的标杆电价与当地燃煤标杆上网电价之间的差值。
随着技术进步及规模化效应带来的风、光度电成本的下降,风、光标杆电价也相应地分阶段进行下调,逐步向去补贴、平价方向发展。由于新能源发展初期,设备造价较高及发电效率较低导致了光伏高于风电度电成本,光伏的标杆电价普遍高于风电,2015年之前,同是一类资源区,光伏标杆电价高出风电40%左右,这也造成了光伏度电补贴普遍高于风电,也是光伏绿证价格高于风电的原因。
图表4:历年光伏标杆电价变化
图表5:历年陆上风电标杆电价变化
来源:国家能源局,国家发改委,远光能源互联网
以两个项目绿证成交价格为例
1)华能河北唐山丰南区黑沿子风电场一期工程:2017年售出的绿证价格为246.6元
并网日期为2013年,属于IV类资源区,风电上网标杆电价为0.61元/千瓦时,2017年冀北脱硫煤标杆电价为0.3634元/千瓦时,可计算初当时的绿证价格上限为(0.61-0.3634)*1000=246.6元,和此项目售出绿证价格一致。
2)青海大唐国际共和一期20兆瓦并网光伏电站发电项目:2017年售出的绿证价格为772.3元
并网日期为2013年,属于II类资源区,光伏上网标杆电价为1.1元/千瓦时,2017年青海脱硫煤标杆电价为0.3247元/千瓦时,可计算初当时的绿证价格上限为(1.1-0.3247)*1000=775.3元,略高于此项目售出绿证价格。
绿证的价格由项目风电/光伏的标杆电价及当地的脱硫煤标杆电价之间差额决定,然而由于各项目并网时间、所处资源区、当地火电价格都有所不同,造成绿证价格差异较大。
同区域的新能源项目,并网时间越晚,绿证价格越低,竞争力越强:同一资源区的项目,尽管脱硫煤标杆电价相同,但是由于并网时间不同,对应的标杆上网电价也不同,从而导致绿证挂牌价格也会有差异。相对而言,同一地区新能源项目,并网时间越晚,由于标杆上网电价下调,度电补贴也越低,绿证挂牌价格也会相应下降。
同一批次并网的风电项目,冀北绿证竞争力最高,青海绿证竞争力最弱:同一批次并网的项目,由于所属资源区不同,对应的标杆上网电价各不相同,加之各地脱硫煤标杆电价不同,绿证挂牌价格差异较大。在此以2018年风电标杆上网电价为基准,测算各区域的风电度电补贴价格,可得出各区域的风电绿证竞争力情况,从下表中可看出,执行2018年风电标杆电价的风电项目中,冀北区域的风电度电补贴为0.078元/千瓦时,对应绿证价格的上限为78元,同批次项目中最具竞争力,其次是云南、黑龙江三类区域、甘肃三类区域、吉林三类、广东及蒙西区域,对应绿证价格上限为114~117元。青海区域此批风电项目绿证竞争力最弱,对应价格上限为245元。由于各类资源区标杆电价调整频次一致,同批次并网项目,竞争力区域分布基本保持一致。
图表6:各区域风电度电补贴比较
来源:国家能源局,国家发改委,远光能源互联网
同一批次并网的光伏项目,青海绿证竞争力最高,山西绿证竞争力最弱:在此以2018年光伏标杆上网电价为基准,测算各区域的光伏度电补贴价格,可得出各区域的光伏绿证竞争力情况,从下表中可看出,执行2018年光伏标杆电价的光伏项目中,青海I类区域的光伏度电补贴为0.175元/千瓦时,对应绿证价格的上限为175元,同批次项目中最具竞争力,其次是甘肃I类及四川区域,对应绿证价格上限为192~198元。山西III类区域此批光伏项目绿证竞争力最弱,对应价格上限为368元。由于各类资源区标杆电价调整频次一致,同批次并网项目,竞争力区域分布基本保持一致。
图表7:各区域光伏度电补贴比较
来源:国家能源局,国家发改委,远光能源互联网
综上所述,从竞争力层面来看,风电绿证优于光伏绿证,新并网项目优于老并网项目,冀北风电项目及青海光伏项目较优于其余区域同类项目。对于采用认购绿证的替代方式完成配额制要求消纳指标的市场主体,或可根据上述排序选择绿证出售方。
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