电力行业政策及发展趋势——深入理解可再生能源电力市场交易

二、其他相关交易

1.绿色电力证书交易

（1）概况

“绿色电力证书”（亦称可再生能源电力绿色证书，以下简称“绿证”）是指国家可再生能源信息管理中心按照国家能源局相关管理规定，依据可再生能源上网电量通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台向符合资格的可再生能源发电企业颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。认购参与人购买可再生能源绿证后，不得再次出售。绿证有效期暂定为一个考核年，在有效期内可以且仅可以出售一次，不得再次转手出售，过期自动注销。绿证作为记录计量可再生能源电力的生产、实际消纳和交易的载体，用于监测考核可再生能源电力配额指标完成情况。

可再生能源电力配额包括可再生能源电力总量配额（以下简称“总量配额”）和非水电可再生能源电力配额（以下简称“非水电配额”）。国务院能源主管部门根据各省（自治区、直辖市）可再生能源资源、国家能源规划、跨省跨区输电通道建设运行条件等因素按年度制定各省级行政区域可再生能源电力配额指标。对各省级行政区域规定的应达到的最低可再生能源比重指标为约束性指标，按超过约束性指标10%确定激励性指标（2020年指标详见附件6）。

对常规水电电量核发水电绿证，对非水电可再生能源电量核发非水电绿证。水电绿证随水电交易自动转移给购电方，仅用于总量配额考核；非水电绿证依托陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量发放，可用于非水配额考核和总量配额考核。北京、广州电力交易中心以及各省级区域电力交易中心在国家可再生能源信息中心完成可再生能源电力证书交易登记注册后，组织开展证书交易。

（2）配额的分配及落实方式

各省级人民政府承担配额落实责任。各省级能源主管部门会同电力运行管理部门按年度组织制定本省级行政区域可再生能源电力配额实施方案（以下简称“配额实施方案”），报省级人民政府批准后实施。配额实施方案主要应包括：年度配额指标及配额分配、配额实施工作机制、配额履约方式、对配额义务主体的考核方式等。各省级行政区域配额实施方案对承担配额义务主体设定的配额指标可以高于国务院能源主管部门向各本区域下达的可再生能源电力配额约束性指标。

承担配额义务的市场主体可分为两类。第一类为各类直接向电力用户供电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司（以下简称“配售电公司”）；第二类为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类承担与其年售电量相对应的配额，第二类承担与其用电量相对应的配额；拥有燃煤自备发电机组的企业承担的配额指标应高于所在省级区域的配额指标（各省级人民政府应对行政区域内拥有自备电厂的工业企业提出消纳可再生能源电量最低指标，并进行监督管理。自备电厂承担的配额指标应高于所在区域指标，可通过与电网开展电力交易等方式完成。接入公共电网的自备电厂应接受统一调度，优先消纳可再生能源）。

各承担配额义务的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成配额，也可通过两种补充（替代）方式完成配额。第一，向超额完成年度配额的市场主体购买其超额消纳的可再生能源电量，由双方自主确定转让价格，已售出或已转让的消纳量不再计入自身的消纳量。第二，可自愿向电网企业认购绿证，绿证对应的可再生能源电量等量记为配额完成量。电网企业对于经营区域内各市场主体持有的绿证进行核算。未完成配额的市场主体，须通过向所在区域电网企业购买替代证书完成配额，电网企业出售替代证书形成的资金，用于补偿经营区域可再生能源消纳费用的支出。

对于未达到配额指标的省级行政区域[5]，国务院能源主管部门暂停下达或减少该区域化石能源电源建设规模、取消该区域申请示范项目资格、取消该区域国家按区域开展的能源类示范称号等措施，按区域限批其新增高载能工业项目。对于未完成配额指标的市场主体，核减其下一年度市场交易电量，或取消其参与下一年度电力市场交易的资格。

（3）政策落实情况

绿证交易政策的初衷是促进清洁能源消纳利用以及降低国家财政资金的直接补贴强度（发电企业通过绿证认购交易网已售出的绿证，由电网企业按绿证对应的电量核减应发的国家补贴）。

我国绿证发展自2017年7月1日起正式开展，目前仍处于第一阶段，即自愿认购阶段。因缺少强制力，第一阶段中绿证发展较为缓慢，绿证核发量占可申请绿证量及绿证交易量占绿证核发量的比值均极低，体现了发电企业申请证书意愿和购买方认购意愿较差，导致设立绿证的政策初衷未能充分实现，风电和光伏发电企业收益除当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价外仍主要来源于补贴。

（4）未来发展

随着《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》及其补充通知，自2021年1月1日起绿证交易将与可再生能源电力消纳直接相关，绿证交易量将大幅提升，国家财政补贴压力将大幅下降，发电企业可通过绿证交易快速便捷的获取现金流，尤其是对资金较为紧张、融资成本较高的民营企业而言可谓天降甘霖。另外根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》及其补充通知，政府已研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，为绿证市场交易规模的持续扩大保驾护航。

2.发电权交易

发电权交易（亦称替代发电交易）是指发电企业将基数电量合同、优先发电合同等合同电量（合约电量），通过电力交易机构搭建的交易平台，以双边协商、集中竞价、挂牌等市场化方式向其他发电企业进行转让的交易行为。发电权交易原则上由大容量、高参数、环保机组替代低效、高污染火电机组及关停发电机组发电[7]，由水电、风电、光伏发电、核电等清洁能源发电机组替代低效、高污染火电机组发电，不应逆向替代。在水电、风电、光伏发电、核电等清洁能源消纳空间有限的地区，鼓励清洁能源发电机组间相互替代发电，通过进一步促进跨省跨区发电权交易等方式，加大清洁能源消纳力度。发电权交易一般在省级电网范围内进行。发电权交易可以通过双边交易方式或集中交易方式进行交易；受让方上网电价=出让方政府批复电价。

2015年11月9日，根据国家发展改革委和国家能源局关于同意云南省、贵州省开展电力体制改革综合试点的复函（发改经体〔2015〕2604号），云南省正式获批成为全国第一批电改综合试点省份之一，随后云南省在全国率先开展了电力市场化交易，形成了省内市场、西电东送增量市场、清洁能源市场三个交易市场，拥有直接交易、集中撮合交易、挂牌交易、发电权交易四种交易模式。云南率先开展发电权交易，一方面因丰水期水电交易电价与煤电相比有极大优势，煤电与水电进行发电权交易可补充部分收益，另一方面因可实现水能充分合理利用。得益于云南的成功尝试，新疆、广西、山东、贵州等省（自治区）陆续已开展发电权交易。

中期来看，因基数电量分配与市场交易双轨运行产生的发电权交易，在市场化的不断推进和老旧机组（以火电为主）的不断关停中必将成为历史。但着眼目前，发电权交易仍可为成本控制能力略差（尤其是燃料成本）的电厂提供一定过渡期保护，其可通过向成本控制能力强、可实现规模效应的电厂转让发电指标获得收益，避免“越发越亏”的情况出现（若上网电价-变动成本>发电权售价，发电企业将更倾向于执行基数电量或中长期交易电量；若上网电价-变动成本<发电权售价，发电企业将更倾向于出售发电权）。评级工作亟需对发电企业利用现行政策进行灵活经营安排合理评价。长期来看，未来随着市场化程度的加深，发电权交易量逐渐萎缩，对于发电企业未能落实所签订购售电合同中约定电量而通过发电权交易进行转让的情况（可通过发电利用小时数进行佐证），应深入研究其发生原因。如因发电机组非正常停机等因素导致，评级结果应考虑发电企业在管理水平等方面的不足对其经营成果的不利影响。

[5]各省（区、市）内消纳可再生能源电量包括本地区可再生能源发电量（不含抽水蓄能电量）。

[6]卖方未申领绿证、申领绿证未挂牌出售或协议转让，以及挂牌出售未售时，卖方仍可继续享受国家可再生能源电价附加资金补贴。卖方出售绿证的行为，不影响卖方其他已经上网的电量和未来的上网电量继续享受国家可再生能源电价附加资金补贴的权利。风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，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。

[7]纳入国家小火电机组关停规划并按期或提前关停的机组在规定期限内可依据国家有关规定享受发电量指标并进行发电权交易。

三、结论

1.电力市场交易形式逐步拓展、规模逐步扩大。

我国于2017年开始正式在全国范围推行电力市场化交易，并在交易模式、交易参与方和交易量等方面逐步放开市场。如优先开展中长期电力交易到开展现货电力交易试点、逐步开展集中式电力交易和分散式电力交易的探索与实践、逐步放开推进全电源结构参与电力市场交易，推进富余新能源跨区域省间现货交易、由电能量交易拓展至发电权交易、全面放开经营性电力用户发用电计划等，带动了电量市场化交易总量的提升以及市场化电量在全社会用电量中占比的提高。根据已有政策导向，预估基数电量将逐步退出，其释放量或将由中长期电力市场交易代替，并最终实现全电力市场化，电力系统将通过中长期电力市场交易实现维稳，通过电力现货市场交易实现实时平衡。同时，全电力市场化也将对全电力系统实时调节性和整体稳定性提出更高要求，如发用电侧自身供需预测的准确性、辅助服务及时性、信息技术系统可操作性及稳定性、电网输配能力及稳定性等。

2.多电源结构电价逐步趋同，但整体或将承压下行。

电力体制改革为了实现电力市场化，并由市场发现电力的商品属性，最终以市场供需决定电量价格。就供给侧而言，电力商品具有同质化特性，因此实质商品价值将呈现趋同趋势。市场化交易主要为电能量的折价交易，且伴随市场化交易电量规模的提高，电力行业整体电价承压。可再生能源方面，由于成本下降以及补贴退出，整体电价呈逐年下降趋势，目前推行的平价上网也将进一步压低后续新增并网电站电价；煤电方面，前期为增发电量抢占市场存在一定恶性折价竞争导致火电让利明显，近年来，由于煤炭价格持续性高位震荡，煤电市场竞价呈现理性回归趋势；同时，预期长期处于偏低水平的水电电价或将有所提高。

3.配额制下实现绿证制度将缓解国家可再生能源补贴压力，同时有利于发电企业现金回流。

2017年7月起我国开始实行绿证制度，但维持在自愿认购阶段，实践中发电企业申请证书意愿和购买方认购绿证意愿均较差，绿证实际交易量极低，特别是光伏的绿证价格明显高于风电绿证价格，导致光伏绿证的成交量仅为风电绿证成交量的0.4%。2021年1月1日起，我国将实行强制性配额制下的绿证制度，绿证交易将与可再生能源电力消纳直接相关，将大幅增加绿证成交量。一方面，绿证价格随标杆电价结算，发电企业可通过绿证交易快速获得现金回款；另一方面，绿证将抵扣可再生能源补贴，缓解国家补贴压力。

4.电力行业评级考察维度多元化。

受我国电力行业发展的政策历史影响，电力行业整体呈现重资产、高负债的特性，在占领市场、争取原料和市场议价能力等方面均可体现发电企业规模优势。因此，电力行业现行评级体系中，对发电企业的规模指标较为看重。但在电力市场化改革的不断深化中，市场交易标的逐步多元化，电力企业盈利方式也呈现多元化。因此，未来电力行业企业评级过程中，宜在坚持考察受评企业装机规模、机组构成、机组利用水平、燃料消耗等整体情况的基础上，增加针对受评企业下属各实际经营单位的装机规模及类型、机组正常利用水平及实际利用水平、变动成本、上网电价、市场化交易签订及履约情况等情况详细了解，以便对受评单位的盈利模式及能力、管理水平和经营灵活性等方面进行综合评价。