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绿证价格的差异主要表现在两个方面:一是,补贴项目绿证价格明显高于无补贴项目绿证价格。根据绿证认购平台的统计数据,2021年9月12日至2021年10月11日,补贴项目的风电绿证均价为167.8元,最高价为269.5元,补贴项目的光伏绿证均价为585.7元,最高为585.7元,但目前平价绿证的价格大多数是50元/张2,也有个别项目80元/张。二是,风电绿证和光伏绿证价格差异较大,结合下图及前文所列数据可以直观看到,在有补贴的情形下风电绿证较光伏绿证更低,因此,在交易时也更具价格优势。
如前所述,我国绿证的核发量和挂牌量较为可观但交易量比较低。究其原因,主要是激励机制和强制机制不足,具体如下:
(1)激励机制不足
在我国目前的绿证交易制度下,政府机构、企业以及个人购买绿证的主要动力是履行社会责任和树立企业形象等,对于认购人来说,购买绿证并不能带来额外的收益或享受其他优待政策。虽然《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提及未来或将把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,但目前相关规则尚未成形。而且根据《自愿认购交易制度的通知》,认购人购买绿证后不能再次出售,极大地限制了绿证的流动性,也因此抑制了企业及个人购买绿证的积极性。
即使部分企业为满足采购方要求的绿电比例会购买一部分绿证,但是目前这样的要求并未在全行业和全产业链进行普及,对促进企业购买绿证的作用非常有限。
(2)强制机制不足
虽然我国自2020年1月起正式开始实行消纳责任权重考核,但事实上我国绿证目前还是以自愿认购为原则。主要是因为:虽然消纳责任具有一定强制性,但履行消纳责任的方式有三种,即一种主要方式,两种替代性方式,而绿证交易只是替代性履行方式中的一种。根据国家能源局在关于配额制答记者问的表述,两种替代性履行方式为并行关系,没有先后顺序,市场主体可根据两种方式的经济性进行自主选择。也就是说,企业完成消纳责任的方式可以在购买绿电、向超额消纳企业购买超额消纳量和认购绿证三种中进行自由选择,认购绿证并不是必需的。另外,目前配额制下的绿证交易仅有发改委的通知作为依据,且未规定罚金,仅规定了限期整改和列入不良信用记录,予以联合惩戒等较为笼统的后果,绿证交易的强制性就更大打折扣。
综上,由于企业及个人缺乏认购绿证的动力,绿证购买需求很难维持在较高水平,使得目前绿证交易的现状与原定的政策目标存在较大的偏差。
自《自愿认购交易制度的通知》试行绿证交易以来,我国绿证交易就一直维持着证电分离的模式。认购绿证只是拥有了绿证对应电量的声明权,即宣称自身使用了绿电,并不意味着企业实际消纳了对应的绿电。绿证交易也与以电量为交易标的的绿电交易双轨运行,各自拥有不同的交易市场和定价机制。虽然证电分离的的制度设计客观上有利于绿证本身的灵活性,不需要与绿电交易进行捆绑,但证电分离的模式也造成绿证交易和绿电交易的脱节。
这种脱节主要会带来三个方面的问题,一是,1张绿证和1千瓦绿电所对应的环境属性是等量的,但是绿电和绿证在不同市场交易会导致同样的环境属性定价存在差异,造成等量不等价的现象,而且同样的环境属性可以在不同市场进行两次交易,导致重复计算。二是,对于实际购买并消纳绿电的企业而言,并不能获取相应的证明,不利于对企业绿电消纳情况的记录和核查。三是,对于部分承担消纳责任的主体而言,直接购买绿电在履行消纳责任的同时还能满足自身用电需求,更为实用,因此购买绿证的动力明显不足。
按照绿证的定价机制来看,可将绿证分为带补贴绿证和平价绿证两种。其中,平价绿证的价格目前大部分为50元/张,带补贴绿证的价格为:1张补贴项目绿证价格上限=度电补贴金额*1MWh,具体认购价格由买卖双方自行协商或者通过竞价确定。
就带补贴绿证的定价机制而言,因光伏发电项目和风电项目的定价机制一样,自《自愿认购交易制度的通知》发布以来就一直存在较大的争议。比如某省风电的标杆电价是0.6元/kWh,光伏发电标杆电价为0.88元/kWh ,当地脱硫标杆电价为0.35元/kWh ,那么风电项目的绿证最高价为0.6-0.35=0.25元/kWh ,光伏发电项目的绿证最高价为0.88-0.35=0.53元/kWh 。不难看出,在光伏发电和风电标杆电价存在差异的前提下,采用统一的绿证定价方式会导致风电绿证相比光伏发电绿证更具有价格优势,从而在一定程度上影响了光伏发电项目绿证的成交量。
此外,平价绿证仅需50元/张,显著低于带补贴绿证价格。在绿证交易过程中,买方出于经济性的考虑更可能优先选择购买平价绿证,使得价格明显较高的带补贴绿证“有价无市”,通过绿证交易替代财政补贴的政策效果大打折扣。
五、未来绿证制度发展趋势
(一)绿证的补贴替代作用将越来越弱化
绿证制度最初是作为补贴替代措施而被创设,随着2021年光伏发电和风电项目全面进入无补贴时代,对于新建项目而言,这种补贴替代的作用已经失去。对于存量补贴项目而言,因绿证制度存在的定价机制不合理、证电分离等原因导致绿证交易率非常低,这种补贴替代作用也难以实际发挥。应该看到,对于国家承诺的补贴项目,无法完全交由市场解决,在未来证电合一的发展趋势下,绿证的补贴替代作用将越来越弱化。
(二) 配额制与绿证交易结合更加紧密
纵览绿证相关政策的发展历程,绿证制度的主要目标和政策定位都已逐渐发生变化,未来的绿证制度与可再生能源配额制的结合将更加紧密。配额制下的绿证交易不仅可以满足消纳责任主体履行义务的需求,也可以通过出售绿证获益实现对新能源发电企业的成本补充并进一步激励新能源发展。此外,由于绿证交易存在一定的市场竞争,可以利用绿证市场的价格发现功能进一步刺激新能源发电企业提升技术,降低成本,在获取更大利润空间的同时在宏观上推动能源低碳转型。
虽然目前国家尚未出台具体政策确立配额制下绿证交易的具体发展模式,但国家能源局在答记者问时明确提出后续绿证核发范围、价格体系等绿证政策将根据消纳保障机制实施情况适时调整完善,进一步确保配额制度和绿证制度的有序衔接。因此,完善配额制下的绿证交易是绿证制度未来发展的主要方向,并且,可能会根据新能源产业的发展情况,适时建立健全配额制下的强制性绿证交易制度。
(三) 证电合一
综合2021年绿电交易的发展趋势和内容来看,未来政策走向更倾向于证电合一的模式。证电合一不仅是绿电使用声明权和实际消纳电量的合一,更是绿证制度和绿电交易的逐步融合,目前这一融合趋向已逐步照入现实。部分省份率先开始证电合一模式的尝试,2021年4月,浙江发布《浙江省绿色电力市场化交易试点实施方案》,方案提出,绿电交易结算完成后,浙江电力交易中心根据绿电交易实际结算数据向电力用户出具“浙江绿色电力交易凭证”。凭证将严格依照结算结果记录结算电量,确保绿色电力的绿色属性所有权清晰且唯一,同时也提出,推动交易凭证纳入绿色电力证书管理体系。浙江试点的交易凭证实质上与绿证具有一定的相似性,并且也引起了国家层面的关注。
2021年9月国家发展改革委、国家能源局正式批复《绿色电力交易试点工作方案》(以下简称“试点方案”),推动绿电交易的发展。试点方案提出,要做好绿色电力交易与绿证机制的衔接,国家可再生能源交易中心要根据绿色电力交易试点需要,向北京电力交易中心、广州电力交易中心批量核发绿证。电力交易中心依据国家有关政策组织开展市场主体间的绿证交易和划转。试点方案中设计的这一模式,可以更好地将绿证和绿电所代表的环境属性统一起来,更有利于能源转型和双碳目标的实现。此外,试点方案还指出,向电网企业购买且享有补贴的绿色电力,由电网企业代收代售,产生的附加收益用于对冲政府补贴。于补贴项目而言,证电合一之后其依旧可以获取替代性收益,因此,从这一规定来看,证电合一并不会减损绿证交易的现有功能,具有合理性。
虽然目前证电合一的新模式仍在试点过程中,尚未全面铺开,但从目前的政策走向来看,未来绿证制度和绿电交易相融合已成为绿证制度发展的总体趋势。
(四) 绿证交易与碳交易建立联系
碳交易是为了减少全球温室气体排放所采取的市场机制,通过碳排放权指标或碳减排量的交易,达到降低减排成本、实现减排目标的目的。在碳交易市场中,企业可以采取减排行动或通过在市场中购买配额的方式完成减排目标,也可以将富余的排放配额在市场中出售获利。
虽然碳交易解决的是温室气体排放问题,绿证解决的是能源结构调整问题,但绿证和国家核证自愿减排量(CCER),都带有一定的环境属性,其参与交易的主体也具有相似性,均涉及可再生能源发电企业,同时电力的终端用户也与碳排放用户有所重合,绿证交易与碳交易具有天然的衔接。而且,每1兆瓦时新能源电力减少的二氧化碳排放基本是一个确定的量,在未来绿证与碳排放权交易机制的结合过程中,只要在绿证上标注其所对应的减排量,明确绿证上记载的减排权益的归属,就可以将绿证与CCER联结起来作为企业抵扣碳排放的途径之一,有助于增强政策协同作用,促进能源转型的高质量发展。
(五)绿证的核发范围扩大
目前,我国绿证的核发范围仅包括列入可再生能源发电项目补贴清单以及平价上网和低价上网的陆上风电、光伏发电企业(不含分布式),分布式可再生能源项目、海上风电、光热发电、生物质发电、水电项目均未纳入核发绿证范围。
未来随着产业发展及技术进步,分布式光伏发电、海上风电、光热发电、生物质发电等项目将会被纳入核发对象,以体现公平性。
(六)绿证交易二级市场开放
根据目前的政策,绿证只能交易一次,认购人购买绿证后不得再次出售,极大地限制了绿证的流通性,也导致政府机关、企事业单位、社会机构和个人对绿证交易的热情不高。
当时绿证政策出台的目的是为了解决可再生能源企业补贴资金不能及时到位的问题,但目前绿证交易的政策定位已经发生变化,开放二级市场释放绿证交易潜力将是绿证交易未来的趋势,但由于二级市场的定价机制、交易方式等会与目前的绿证认购机制存在差异,未来有待出台绿证二级市场的具体交易规则和交易平台来保障绿证在二级市场的交易和流通。
六、结语
综合来看,虽然绿证制度是我国推动可再生能源发展的重要激励政策,但当前绿证制度存在的实际价值并未得到充分的体现。因此,在“碳达峰、碳中和”背景下,我国的绿证制度正处于优化升级的“十字路口”,亟需对现有绿证制度存在的问题进行深刻反思,并加以完善。从绿证交易的发展趋势来看,绿证交易与配额制的结合更加紧密,未来与碳交易将形成天然的衔接,绿证制度有望在双碳背景下发挥其应有功效,促进新能源产业和社会能源转型的发展。
文中备注:
[1]2020年1月20日,财政部、 国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建〔2020〕4号)明确国家不再发布可再生能源电价附加目录,此前,三部委已发文公布的1-7批目录内项目直接列入电网企业可再生能源发电项目补贴清单。因此,绿证核发对象为列入可再生能源发电项目补贴清单的陆上风电及光伏发电项目(不含分布式光伏项目)。
[2]《2019风电、光伏发电工作通知》将平价上网的陆地风电和光伏项目纳入绿证核发范围。
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[10]10.微信公众号文章“绿电交易多了,绿证还有市场吗”,载“南方 能源观察”,2021年8月26日,https://mp.weixin.qq.com/s/zseB_w5cABKxRFmkvjfKag;
[11]11.微信公众号文章“CCER重启在即,绿证和CCER如何取舍?”,载“北极星电力网”,2021年8月23日,https://mp.weixin.qq.com/s/90HNMB5Cqbs_nwyTPjtsdg;
[12]微信公众号文章“绿证交易的市场价格、发展路径及出售资格分析”,载“北极星电力网”,2020年12月5日,https://mp.weixin.qq.com/s/eyYzcyF6EhSf2kvQEfU6rQ;
[13]微信公众号文章“从补贴到绿证——新能源相关政策变化及境外行业实践在中国市场的落地”,载“君合法律评论”,2020年8月11日,https://mp.weixin.qq.com/s/m9JglrfyIJ4YYV5Nne3TiQ。
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