新能源“平價上網+綠證”時代的綠證價格預判

2020年4月21日

2020年1月20日,財政部聯合國家發展改革委、國家能源局下發《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》(財建〔2020〕4號),明確2021年1月1日起,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。

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年3期,作者供職于電力規劃設計總院。

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。

綠證政策出臺的歷史背景

長期以來,我國風電、光伏項目執行標桿上網電價政策。風電、光伏標桿上網電價政策分別出臺于2009年及2011年。為了與之相配套,提高新能源項目消納水平、激勵電網企業購買高電價的可再生能源電量,財政部聯同國家發改委、國家能源局于2012年出臺《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》(財建〔2012〕102號),明確建議風電、光伏項目標桿電價高于所在省區燃煤標桿上網電價的部分由可再生能源電價附加統一解決。

標桿上網電價政策的實施極大促進了我國風電、光伏產業的發展,我國已成為全球風電第一大國,以及光伏增長最快的國家。與之相伴隨的是,隨著新能源產業的快速擴張,可再生能源附加政策在實際實施中逐漸出現了較大額度的缺口問題,新能源項目補償拖欠問題變得日益突出。為此,綜合考慮風電、光伏投資成本下降等因素,國家能源價格主管部門分別多次下調了風電(2014-2016年連續三年下調,2019年下調一次)、光伏(2013年、2015-2019連續五年下調)的標桿上網電價水平。盡管如此,可再生能源附加缺額仍未出現明顯的回落態勢,根據財政部公開數據,截止2019年年底可再生能源附加缺額已突破1000億元,這使得原有的風電、光伏標桿上網電價體系已難以為繼。

在這一背景下,為破局可再生能源附加體系面臨的現實困境,國家相關主管部門相繼出臺了綠色電力證書政策;風電、光伏平價上網政策以及可再生能源電力消納保障機制等主要經濟性政策。上述三項政策之間以綠色證書策略為核心紐帶,存在著明顯的體系化特征,體現出主政者力圖通過政策組合方式,破解可再生能源發展困局的施政脈絡:

綠證替代可再生能源電價附加,成為“平價上網+綠證”體系的核心要素。在近年來新能源電價補償拖欠問題的大背景下,風電、光伏電價去財政補貼化將是不可逆轉的趨勢。但直接執行與成熟煤電產業相對標的平價上網電價,對于尚未走向成熟的風電、光伏產業(尤其是光伏產業)而言,難以支撐未來產業大規模發展的實際需求。為了彌補經濟激勵上的不足,綠證在此背景下成為替代可再生能源電價附加的上佳選擇,也成為了決定新能源項目開發經濟性的核心要素及重要邊界條件。

可再生能源電力消納保障機制是“平價上網+綠證”體系的重要制度保障。盡管從理論角度,綠證是替代原有財政補貼的理想政策工具,但自綠證政策2017年實施以來,并未實現較好的實施效果。究其深層次的原因,基于用戶自愿的購買方式,難以在綠證市場形成普通商品市場應有的穩定需求是主因。因此,針對這一綠證實施過程中暴露出來的癥結,國家能源主管部門于2019年5月即出臺可再生能源電力消納保障機制,對各省區電力消費設定可再生能源電力消納責任權重,并要求各省區須完成這一責任權重。對于不能完成責任權重的省區,明確可以通過認購可再生能源綠色電力證書的方式完成消納責任量。通過強制可再生能源電力消納量的引入以及明確綠證對可再生能源電力消納量的可替代性,使得綠證市場有了穩定的市場需求,從而可激發綠證市場的市場穩定性及交易量。

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;谶@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。

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。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。通過測算,上述三省風電成本電價與當地平價上網電價(即燃煤標桿電價)的差額如上表所示。

其次,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。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。

在即將到來的“平價上網+綠證”時代,綠證的價格將是新能源投資商所關注的重要議題,同時也是其面臨的最大不確定性因素。本文以價格理論為基礎,從影響價格的兩個基本要素成本及供需分析入手,對未來綠證的價格進行了初步判斷,期冀能為新能源投資主體開展相關分析工作提供必要的參考。

來源(中國電力企業管理) 作者(王睿)

泰和集團(www.www.armariodaca.com)

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