新能源 “平价上网+ 绿证” 时代的绿证价格预判

徐斌斌

鲁能新能源（集团）有限公司 北京 100000

1 绿证和配额制

为解决可再生能源消纳问题，政府将市场机制引入资源配置，将新能源补贴由政府行为转变为市场行为，形成了以配额制为框架，以可再生能源绿色证书为配套的交易制度。配额制强制性规定了责任主体可再生能源最低消纳责任权重，若不能达到这一最低权重，需购买相应数目的绿证作为代替。同时，任何个体和社会成员都可以自愿购买绿证支持可再生能源发展。2016 年3 月国家能源局颁布了《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，在2017 年1 月国家发改委、财政部、国家能源局三部委联合发布了《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》，开展绿色电力证书自愿认购，这标志着绿证的正式施行。随后，国家能源局分别在2018 年3 月、9 月、11 月颁布了第一、二、三版《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，这标志着可再生能源配额制的初步实施[1]。2019 年5 月，国家能源局正式发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，配额制以可再生能源消纳责任权重的形式正式确立。这样，我国正式确立了 “强制约束+ 绿证交易” 的可再生能源消纳机制。

“配额制+ 绿证交易” 并非我国首创，在上世纪90 年代到本世纪初，美国、澳大利亚、英国、日本等20 几个国家相继开展了“配额制+ 绿证” 交易制度。绿证制度在我国实施遇到了诸多问题，发展并不顺利。绿证实施的目的是弥补国家财政补贴资金的缺口、促进可再生能源消纳。但由于交易制度尚不完善，使得自愿认购对认购方刺激作用不强，绿证种类繁多、价格差异过大。虽然 “配额制+ 绿证” 的强制性一定程度上解决了这些问题，但绿证制度若想发挥真正的优势还应开发完善更多的激励性政策。目前绿证尚未进行二次交易，可以假设未来市场化交易是允许绿证二次交易的，从而实现开放价格，使之成为具有金融价值的现货或期货商品，用市场活力促进绿证交易[2]。

2 绿色证书价格的预判

如前所述，随着相关政策的实施，风电、光伏平价上网+ 绿证的电价体系将是未来新能源项目开发面临的新常态。基于这一基本判断，作为决定新能源项目开发经济性的核心要素及重要边界条件，有必要对未来一段时间内，绿证可能的价格水平进行预判，以便于相关主体开展投资布局的研判工作。

2.1 从价格理论角度分析

未来绿证市场的价格主要受以下两个方面因素的影响：一是绿证的实际成本，这是决定绿证价格最基本的要素。由于目前绿证实质上代替的是原有的可再生能源附加电价，其设立的初衷也是为了解决风电、光伏由于平价上网价格水平偏低、导致的新能源项目实际供电成本补偿不足的差额部分。因此，基于价值理念，绿证的实际成本可以近似认为是其成本电价与平价上网电价间的差值。需要单独说明的是，由于风电度电成本普遍低于光伏，且风电的发展规模远超光伏，绿证市场中实际供应者及成本的主要影响者还是风电项目；二是市场供需形势，这是绿证价格的关键影响因素[3]。当市场供需偏紧时，绿证价格在其实际成本基础上有所上浮；而当市场供需宽松时，则反之。基于上述判断，首先来看绿证的实际成本情况。由于2021 年相关预测数据暂未公开发布；从已发布的《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价的通知》（国能发新能〔2019〕53 号）的相关数据来看，全国非水可再生能源消纳责任富余省区共10 个，这些省区构成了绿证的主要供给方。而在这其中，富余量较大的省份为云南、新疆、辽宁，三者富余量（或称绿证供给量）占全国总富余量约2/3。因此，可选择上述三省绿证的实际成本为基础，推算绿证成本的基本水平。

2.2 从供需总体形势分析

同样基于《2018 年度全国可再生能源电力发展监测评价的通知》中相关数据，从2018 年数据来看，全国非水可再生能源消纳责任富裕省份的总富余量约201 亿千万时；而缺额省份总缺额则已达到817 亿千瓦时[4]。从静态数据来看，绿证供不应求的态势较为明显。

综合上述影响绿证价格的关键因素分析：从主要供给方成本来看，未来绿证的供应成本应处于7．43～79．06 元/ 兆瓦时区间内，叠加考虑严峻的供不应求形势，即使不考虑市场策略性报价因素，基于边际出清的价格理念，未来绿证价格预期也将不低于79．06 元/ 兆瓦时。

3 结语

在即将到来的绿证时代，对于风电、光伏项目而言，平价上网电价+ 绿证收入将是其项目开发面临的新常态，作为判定新能源项目投资经济性的重要边界条件，绿证的价格水平将是相关投资主体关注的重点议题[5]。全面实行配额制下的绿色电力证书交易，企业通过绿证交易获得收入替代财政补贴。这意味着对于风电、光伏产业而言，执行了近十年的标杆上网电价+ 可再生能源电价附加政策体系将逐步退出历史舞台，风电、光伏即将全面进入 “绿证” 时代。