電力交易與綠證交易協調原理分析

2017-11-13 12:16:55 中國電力企業管理　點擊量：評論 (0)

2017年2月，國家發改委、財政部、能源局聯合出臺《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》(發改能源[2017]132號，以下簡稱《通知》)，確定自今年7月1日起在全國試行可再生能源綠色電力證

2017年2月，國家發改委、財政部、能源局聯合出臺《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》(發改能源[2017]132號，以下簡稱《通知》)，確定自今年7月1日起在全國試行可再生能源綠色電力證書核發和自愿認購，并計劃于2018年起適時啟動可再生能源綠色證書市場(以下簡稱“綠證市場”)強制交易。綠證市場強制交易實施后，發電企業需要同時參與電力市場交易和綠色證書市場交易，而且兩個市場交易之間有緊密聯系，比如，對于火電企業而言，電力市場交易電量越大，則需要購買的綠色證書數量也越大，支付的碳減排或綠色成本也越大，火電企業會綜合兩個市場的收益后作出最優的發電決策。發電企業的發電變化會引起省內電力電量結構和規模的變化，并導致跨省跨區交易電量的變化。因此，強制性綠證市場運行后，不僅發電企業會面臨電力市場和綠證市場的協調問題，省級電網企業和區域電網單位也面臨因此而產生的跨省跨區電力交易變化的問題。因此，認真分析電力市場和綠證市場交易之間相互作用的機理，無論對發電企業，還是對電網企業，都顯得非常重要。

綠證市場及其與電力市場的關系

綠證市場及其實施情況。我國擬在全國范圍內試行可再生能源綠色電力證書核發和自愿認購，目標是在全國范圍內建立一個統一的綠證交易市場。根據中國綠色電力證書認購平臺公布的相關數據顯示，截至2017年9月11日，綠證核發總量超過7701265個，對應超過77億千瓦時清潔能源電力。其中，風電項目核發綠證7397093個，光伏發電項目核發綠證304172個。這些項目主要分布在河北、河南、山東、山西、內蒙古、遼寧、吉林、黑龍江、江蘇、福建、湖北、湖南、江西、廣西、四川、貴州、甘肅、寧夏、青海、新疆以及新疆生產建設兵團等21個省份，各地區累計風電和光伏的綠證核發量、掛牌量以及交易量如圖1所示。從圖1數據可以看出，累計風電和光伏綠證核發量最多的地區是河北、其次是內蒙古、遼寧、山東、新疆等風光可再生能源資源豐富的地區，這些地區的掛牌交易量也較多。另外，從綠證的交易量來看，截至2017年9月11日，綠證自愿認購量接近21000個，相當于減少近2萬噸的二氧化碳，但是交易總量明顯低于核發量和掛牌量，僅分別占核發量和掛牌量的0.27%和0.77%。很顯然，在缺乏綠證強制約束交易機制下，綠證交易的價值很難充分體現出來，并且會出現市場交易規模有限且供需嚴重失衡的現象。

在綠證成交量和交易價格方面，截至2017年9月11日，風電綠證成交量為244個，日平均成交價格區間范圍為137.2~254.9元/個;光伏綠證成交量為9個，日平均成交價格區間范圍為600.7~750元/個(如圖2所示)。

綠證市場與電力市場的關系。從目前綠證市場和電力市場的建設、運作情況來看，兩個市場之間存在緊密的聯系，具體表現在以下三個方面：

第一，兩個市場最終實現的目標是一致的。其中，新一輪電力市場改革把提高電力系統效率，降低成本，實現電力領域節能減排以及促進清潔能源發展和高效利用作為主要目標之一。而可再生能源綠色電力交易的目標是什么?《通知》中提出了“為引導全社會綠色消費，促進清潔能源消納利用，進一步完善風電、光伏發電的補貼機制”的目標。

第二，兩個市場具有共同的參與主體。電力市場交易的主體包括各類發電企業、電網(售電)企業、電力用戶和獨立的輔助服務提供商等。而綠證交易市場實施范圍僅限于電力行業，綠證市場交易的參與主體也主要是電力企業。其中，綠證的賣方主體為可再生能源發電企業，買方主體則主要為火電企業、電網企業和售電公司等。電力企業既要參與電力市場交易，還要在綠證市場中完成政府部門要求的可再生能源電力配額考核指標。

第三，兩個市場協調交易有助于促進可再生能源發展和高效利用。目前政府部門已經核定出了各地區可再生能源電力配額考核指標，在強制綠證交易市場建立后，發電企業將在可再生能源電力配額總量考核指標約束下，同時參與電力市場和綠證市場的交易，并制定自身利益最大化的發電決策。通過這種協調交易，一方面會引起省內及跨省跨區電力電量結構和規模的變化，另一方面將使得電量由高能耗火電機組向低能耗火電機組，燃煤火力發電企業向可再生能源企業的轉移，從而有助于達到節能減排和清潔能源高效利用的目標(如圖3所示)。

電力交易與綠證交易協調的基本原理

2014年9月，國家能源局發布《可再生能源電力配額考核辦法(試行)》將不同省(市，區)按地理位置，劃分為6個區域，明確了各省(市、區)在2015年、2017年和2020年可再生能源電力配額的基本指標和先進指標。發電企業作為“理性人”會在省內可再生能源電力配額總量考核指標約束下，同時參與電力市場交易和綠證市場交易，并綜合考慮自身發電成本、綠證交易價格等變量后作出企業自身收益最大化的發電決策。

火電企業

最優發電決策。在強制綠證交易市場中，火電企業參與兩個市場交易且滿足自身收益最大化發電決策為：火電企業實際發電量獲得的發電收益扣減需在綠證交易市場購買個綠證所支付費用后的總收益最大，用數學模型可以表示為：

上式中，p1火電標桿上網電價;qi為實際火力發電量;C1(qi)為火力發電量成本函數;

表示可再生能源電力配額比例;

為綠證交易價格。

同類型不同能耗火電機組之間電量轉移情形。由于技術、管理等因素的影響，同一類型火電機組能耗存在一定差異。顯然，高能耗機組的單位發電能耗和污染物排放量均高于低能耗的機組，這也就意味著在同等發電量的情況下，高能耗機組的發電成本要高于低能耗機組。在綠證強制交易市場中，由于綠證交易價格隨市場供需波動，具有很大的不確定性，火電企業是否選擇增加或減少發電，除了需要考慮自身發電成本外，很大程度上還要考慮到綠證交易價格這一變量。如果火電企業在綜合考慮自身發電成本和綠證交易價格后，發現企業實際發電收益扣減對應的綠證交易成本不小于按照原來計劃發電獲得的收益，那么，高能耗機組的最優發電決策是減少發電量，而低能耗機組則會增加發電量以獲得更大收益。

火電發電向可再生能源電量轉移情形。進一步分析，如果綠證交易價格足夠高，使得火電企業選擇多發電獲得的總收益減少，甚至無法彌補購買綠證支付的成本，即

在這種情況下，火電企業最優發電策略為選擇減少發電甚至不發電;由于綠證交易價格足夠高，可再生能源企業每多發一千瓦時電量將比原來獲得更多的綠證收入，那么，可再生能源企業會有發電積極性，從而選擇多發電。因此，火電企業少發的電量實現了向可再生能源企業的轉移。當然，如果綠證交易價格足夠低或者接近為0，即火電企業總收益受綠證交易價格的影響很小甚至幾乎為0，那么在發電收入能夠回收成本的前提下，火電企業的最優發電策略為盡可能地多發電。但是，綠證交易價格定價太低，又會使可再生能源發電企業缺乏交易動機，不利于可再生能源發展和利用。

可再生能源企業

最優發電決策。在綠證強制交易市場中，由于可再生能源發電企業j發出的電量全部為可再生能源，因此，其可將自身

部分的可再生能源配額指標在可再生能源信息管理平臺上賣出;那么，可再生能源企業j綜合考慮兩個市場協調后滿足自身收益最大化的發電決策為：可再生能源企業發電qi獲得的發電收益加上出售個綠證獲得收益后的總收益最大，用數學模型模型可以表示為：

上式中，p2為不含固定價格補貼的可再生能源標桿上網電價;qj為可再生能源實際發電量，C2(qj)為可再生能源發電成本函數。

可再生能源企業選擇參與強制綠證交易的前提。可再生能源企業既然選擇參與到強制綠證交易市場中，必然要保證企業進行強制綠證交易獲得的收益不能小于原來固定價格補貼模式，即：

上式中，為可再生能源固定價格補貼。對式(3)化簡后得到可再生能源企業參與強制綠證交易的價格為

那么在滿足可再生能源發電出力約束下，可再生能源企業會增加發電量以獲得更大的收益。

綜上所述，在滿足省內可再生能源電力總量配額考核指標約束，同時綜合考慮各火電企業和可再生能源企業在兩個市場中的發電最優決策，省內各發電企業發電量的變化路徑將是：高能耗火電機組減少發電量，減少部分會轉移到低能耗火電機組以及可再生能源發電企業;或者，火電企業減少發電量，減少部分轉移到可再生能源企業(如圖4所示)。因此，省內各發電企業的實際發電量發生變化，從而引起省級電力市場中電力電量結構和規模的變化。而省內電力電量結構和規模的變化會進一步反映到區域電網中，從而導致跨省跨區交易電量的變化。當然，通過電力交易和綠證交易的協調除了導致省內和跨省跨區交易電量變化外，這種協調交易的更大意義在于使得高效火電機組對低效火電機組的發電替代以及可再生能源發電對火力發電的發電替代，從而最終有助于促進可再生能源發展和高效利用以及實現電力行業低碳發展轉型。

圖4 電力交易與綠證交易協調發電企業發電量變化路徑

電力交易與綠證交易協調的配套政策

為了實現電力市場和綠證市場的協調交易，需要建立相關的配套政策。

明確綠證核發相關規則。由于風電和光伏項目技術成熟程度不同導致其建設成本也不同(風電低于光電)，因此，目前政府給予這兩類項目的固定價格補貼額度不同。在強制綠證交易市場中，如果按照風電和光電項目1兆瓦時電量均同等核定1個綠證，風電項目由于成本更低，兩者競爭時將報低于光電項目的綠證價格，這顯然對光伏項目是不公平的。針對這個問題，國外一些國家在給不同類型可再生能源項目同等電量綠證核定時按照技術成熟度實施差別化對待的做法值得借鑒，例如，在丹麥，政府基于可在生能源的技術成熟度的成本差異，將風電、生物質以及光伏發電發出100千瓦時的電力分別授予相當于100千瓦時、150千瓦時和300千瓦時的綠色證書，并且這個100/150/300的比例會隨著生物電、光電和海浪發電技術的不斷成熟和商業化隨時進行調整。這一特殊的綠證規則給予不同技術成熟度的可再生能源項目公平競爭的機會。

制定合理的綠證定價機制。目前政府對自愿綠證交易價格執行價格上限管制，即可再生能源企業的掛牌價格不能超過固定價格補貼水平，顯然這種機制是不合理的，可再生能源發電企業并沒有交易的動機。強制綠證交易市場實施后，市場上的綠證交易價格具有很大的不確定性，存在風險的綠證價格理應更高。因此，在綠證交易價格機制設計上，應該執行價格下限管制，即綠證交易價格

另外，還考慮到可再生能源發電項目技術進步等因素x，若可再生能源行業技術水平普遍提高，則應在綠證交易價格中扣減技術進步因素，使得

出臺相關處罰措施。綠證強制交易市場中，對可再生能源電力配額考核指標不達標的發電企業應該有強有力的懲罰措施。至少有以下兩種處罰方式可供選擇：罰金方式。在不能完成規定數量的配額考核指標且不履行交易的情況下，應由政府部門牽頭成立第三方監管委員會，按照每兆瓦時一定額度的罰金對不能完成配額指標考核的發電企業進行懲罰。這種方式已經被澳大利亞、荷蘭等國家采用，其中，澳大利亞規定未履行其義務的責任方將被處以40澳元/兆瓦時的罰款，罰金歸屬政府。荷蘭對于達不到要求的公司每千瓦時要處以5分荷蘭盾的罰金。另外，為了保證綠證市場高效運行，在進行罰金額度設置時，應盡可能使得發電企業不完成配額指標所帶來的罰金要遠遠高于在綠證市場購買證書完成配額指標考核的成本。發電量計劃核減方式。如果發電企業沒有完成相應的配額考核目標，將會在年底制定各發電企業發電量計劃時，核減未達到考核要求發電企業的下一期計劃發電量，并在參與電力交易時給予一定限制，這對于發電企業來說無疑是一記重罰。另外，在核減計劃發電量的具體確定上，可以參照本期未完成綠證配額指標對應的電量占本期本單位總發電量比重乘以下一期計劃發電量得到。

實現電、綠證交易系統互聯與信息共享。首先，綠證交易機構要建設綠證認購交易的管理信息決策系統，一方面，能夠從電網電力交易機構自動獲取上網電量交易和電費結算的數據信息，并將其應用到證書交易中;另一方面，要建立適合全國統一市場撮合交易的決策系統。另外，為了協調電力交易機構與綠證交易機構的關系，甚至也可以考慮將綠證交易并入國家級的電力交易機構中，由電力交易機構承擔綠證交易的功能，證書認證仍然由國家可再生能源管理中心負責。

原標題:電力交易與綠證交易協調原理分析