新能源 “平價上網+ 綠證” 時代的綠證價格預判

徐斌斌

魯能新能源（集團）有限公司 北京 100000

1 綠證和配額制

為解決可再生能源消納問題，政府將市場機制引入資源配置，將新能源補貼由政府行為轉變為市場行為，形成了以配額制為框架，以可再生能源綠色證書為配套的交易制度。配額制強制性規定了責任主體可再生能源最低消納責任權重，若不能達到這一最低權重，需購買相應數目的綠證作為代替。同時，任何個體和社會成員都可以自愿購買綠證支持可再生能源發展。2016 年3 月國家能源局頒布了《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》，在2017 年1 月國家發改委、財政部、國家能源局三部委聯合發布了《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》，開展綠色電力證書自愿認購，這標志著綠證的正式施行。隨后，國家能源局分別在2018 年3 月、9 月、11 月頒布了第一、二、三版《可再生能源電力配額及考核辦法（征求意見稿）》，這標志著可再生能源配額制的初步實施[1]。2019 年5 月，國家能源局正式發布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，配額制以可再生能源消納責任權重的形式正式確立。這樣，我國正式確立了 “強制約束+ 綠證交易” 的可再生能源消納機制。

“配額制+ 綠證交易” 并非我國首創，在上世紀90 年代到本世紀初，美國、澳大利亞、英國、日本等20 幾個國家相繼開展了“配額制+ 綠證” 交易制度。綠證制度在我國實施遇到了諸多問題，發展并不順利。綠證實施的目的是彌補國家財政補貼資金的缺口、促進可再生能源消納。但由于交易制度尚不完善，使得自愿認購對認購方刺激作用不強，綠證種類繁多、價格差異過大。雖然 “配額制+ 綠證” 的強制性一定程度上解決了這些問題，但綠證制度若想發揮真正的優勢還應開發完善更多的激勵性政策。目前綠證尚未進行二次交易，可以假設未來市場化交易是允許綠證二次交易的，從而實現開放價格，使之成為具有金融價值的現貨或期貨商品，用市場活力促進綠證交易[2]。

2 綠色證書價格的預判

如前所述，隨著相關政策的實施，風電、光伏平價上網+ 綠證的電價體系將是未來新能源項目開發面臨的新常態。基于這一基本判斷，作為決定新能源項目開發經濟性的核心要素及重要邊界條件，有必要對未來一段時間內，綠證可能的價格水平進行預判，以便于相關主體開展投資布局的研判工作。

2.1 從價格理論角度分析

未來綠證市場的價格主要受以下兩個方面因素的影響：一是綠證的實際成本，這是決定綠證價格最基本的要素。由于目前綠證實質上代替的是原有的可再生能源附加電價，其設立的初衷也是為了解決風電、光伏由于平價上網價格水平偏低、導致的新能源項目實際供電成本補償不足的差額部分。因此，基于價值理念，綠證的實際成本可以近似認為是其成本電價與平價上網電價間的差值。需要單獨說明的是，由于風電度電成本普遍低于光伏，且風電的發展規模遠超光伏，綠證市場中實際供應者及成本的主要影響者還是風電項目；二是市場供需形勢，這是綠證價格的關鍵影響因素[3]。當市場供需偏緊時，綠證價格在其實際成本基礎上有所上浮；而當市場供需寬松時，則反之。基于上述判斷，首先來看綠證的實際成本情況。由于2021 年相關預測數據暫未公開發布；從已發布的《2018年度全國可再生能源電力發展監測評價的通知》（國能發新能〔2019〕53 號）的相關數據來看，全國非水可再生能源消納責任富余省區共10 個，這些省區構成了綠證的主要供給方。而在這其中，富余量較大的省份為云南、新疆、遼寧，三者富余量（或稱綠證供給量）占全國總富余量約2/3。因此，可選擇上述三省綠證的實際成本為基礎，推算綠證成本的基本水平。

2.2 從供需總體形勢分析

同樣基于《2018 年度全國可再生能源電力發展監測評價的通知》中相關數據，從2018 年數據來看，全國非水可再生能源消納責任富裕省份的總富余量約201 億千萬時；而缺額省份總缺額則已達到817 億千瓦時[4]。從靜態數據來看，綠證供不應求的態勢較為明顯。

綜合上述影響綠證價格的關鍵因素分析：從主要供給方成本來看，未來綠證的供應成本應處于7．43～79．06 元/ 兆瓦時區間內，疊加考慮嚴峻的供不應求形勢，即使不考慮市場策略性報價因素，基于邊際出清的價格理念，未來綠證價格預期也將不低于79．06 元/ 兆瓦時。

3 結語

在即將到來的綠證時代，對于風電、光伏項目而言，平價上網電價+ 綠證收入將是其項目開發面臨的新常態，作為判定新能源項目投資經濟性的重要邊界條件，綠證的價格水平將是相關投資主體關注的重點議題[5]。全面實行配額制下的綠色電力證書交易，企業通過綠證交易獲得收入替代財政補貼。這意味著對于風電、光伏產業而言，執行了近十年的標桿上網電價+ 可再生能源電價附加政策體系將逐步退出歷史舞臺，風電、光伏即將全面進入 “綠證” 時代。