绿snis-268 色电力fset324 证书:国际经验、国内前景和发电对策

发布时间:2020-04-27 23:41 编辑:西极电力网

2017年7月,我国绿色电力证书(简称绿证)自愿认购交易正式启动,中国大唐集团有限公司(简称集团公司)同其他主要发电集团成为首批绿证销售单位。根据政府计划,自2018年起将适时启动可再生能源配额考核和绿证强制约束交易,可能对电力企业产生重大影响。

绿证概述

绿证代表通过认证、特定数量的可再生能源发电量的环境价值。绿证交易的实质即可再生能源的环境价值通过电力市场确认、变现的过程,包括“强制购买”和“自愿购买”两种交易方式。其中,“强制购买”是可再生能源配额制的配套政策,是履责主体(通常是售电商或供电商)为完成政府强制分配的可再生能源发展指标、在电力市场上出售或采购绿证的交易方式。“自愿购买”是电力用户通过自愿方式购买绿证的交易方式,为用户支持可再生能源发展提供了直接参与途径。

目前“绿证收入+市场电价”和固定电价(补贴)已成为全球最主要的两类可再生能源电价政策。“市场电价+绿证收入”即可再生能源在参与电力交易时以市场价格结算,同时通过出售绿证获得额外收入,采用该制度的国家包括美国、澳大利亚、韩国等国家;固定电价(补贴)是指一定期限内可再生能源上网电价固定不变或补贴标准不变,实施该制度的国家主要有中国、日本和德国等大多数欧盟国家。

对于我国而言,考虑实施绿证以及与其密切相关的可再生能源配额制主要基于以下原因:一是消减日益扩大的可再生能源补贴缺口,缓解发电企业财务困境;二是通过行政手段规定履责主体发展可再生能源的义务,确保国家实现可再生能源发展目标;三是消除可再生能源消纳利用的省间壁垒,减少弃风、弃光等现象;四是通过绿证交易,促进可再生能源企业之间的竞争,降低发电成本。

国外绿证制度分析

绿证制度是在上世纪90年代美国德克萨斯等州实施可再生能源配额制的过程中产生的,之后丹麦、荷兰、英国、澳大利亚等国也相继实施,截至目前,全球约有20个国家实施绿证制度。因为各国能源资源禀赋、经济发展阶段、能源政策目标、电力体制机制等存在差异,所以各国绿证制度均不相同。由于可再生能源配额制是“强制购买”绿证实施的前提,且“强制购买”是绿证的主流,下面结合各国配额制目标,从绿证核算、绿证交易、市场监管和履约机制等方面分析绿证制度。

配额制目标

从各国的发展实践来看,配额制目标包括宏观层面政府设定的可再生能源发展目标和微观层面履责主体承担的配额指标。可再生能源发展目标一般根据可再生能源资源禀赋、技术水平和经济可承受能力等因素综合确定,通常表现为可再生能源发电量的市场份额,如澳大利亚规定到2020年电力供应的20%须来自可再生能源,也有少数国家和地区选择可再生能源发电装机作为发展目标,如美国德克萨斯州规定到2025年可再生能源发电装机达1000万千瓦。此外,为促进太阳能发电、分布式能源等新兴技术的发展,不少国家和地区的可再生能源发展目标将其单列设置、独立完成,如美国实施配额制的29个州中有18个州对太阳能或分布式能源设定了独立的发展目标,其中,亚利桑那州要求2012年以后30%的可再生能源发电量须来自分布式能源,内华达州要求到2025年可再生能源发电量的5%须来自太阳能。

为落实可再生能源发展目标,除意大利等少数国家外,大多数国家和地区选定售电商或供电商作为履责主体承担的配额发展指标。配额指标通常是在再生能源发展目标的基础上,采用等比例法分摊到各履责主体,如澳大利亚、英国、意大利以及美国多数州的履责主体均采用相同比率的配额指标。也有少数国家和地区考虑到配额制实施早期各家履责主体存在 “先天差异”,采取差异化的分配方法,如美国加州在2003~2010年的配额指标确定方法是以2001年各供电商购买的可再生能源电量占比为基准值,此后每年各自将比重提高1%;日本在确定9大电力公司的配额指标时,考虑了电网网架坚强程度的差异,在等比例配额指标的基础上乘以电网坚强系数(见表)。

绿证核算

绿证通常由政府指定的运营管理机构核发,证书一般包括发电企业名称、可再生能源品种、技术类型、生产日期、可交易的范围、唯一识别编号等信息,表现形式主要包括实物证书和电子证书;证书有效期则视各国情况设定,多为1年或多年,甚至不做限制。从各国实践来看,纳入绿证核算范围的可再生能源主要包括水电、风电、光伏、光热、海洋能发电、地热发电、生物质和垃圾发电,也有部分国家和地区出于推动节能减排或新技术发展等原因,对核算范围进行“缩小”或“放大”,如美国加利福尼亚州将纳入配额制的水电限定为3万千瓦以下的小水电,马萨诸塞州将热电联产、飞轮储能等也纳入绿证核算范围。

在核算方法上,大多数国家规定1000千瓦时的可再生能源电量可核发1个绿证,但部分国家和地区引入“乘数”规则,以支持特定的可再生能源发展。如美国特拉华州规定1000千瓦时的光伏或燃料电池电量可获得3个绿证,英国规定1000千瓦时的沼气、路上风电和海上风电分别获得0.5、1和1.5个证书,韩国规定海岸距离5千米之内和之外的1000千瓦时海上风电分别获得1.5和2个证书。

在核算管理上,大多数国家和地区不区分可再生能源的技术类型,实行统一形式的绿证管理,但也有少数国家和地区实施分类核算与管理。如澳大利亚将绿证分为大型发电证书和小型技术证书,大型发电证书针对经过清洁能源监管委员会认证的可再生能源发电技术,小型技术证书则针对未经认证的小型发电机组(光伏、风电和水电)、太阳能热水器、热泵热水器。美国德克萨斯州将绿证分为可再生能源信用与可再生能源信用补偿两类,分别针对增量项目和存量项目。

绿证交易

绿证交易通常包括四个环节:一是登记,可再生能源发电企业到运营管理机构登记注册;二是核发,运营管理机构经审核后向发电企业发放绿证;三是买卖,履责主体通过现货、短期合同、长期合同等形式向发电企业或拥有富余绿证的主体购买绿证,交易完成后绿证所有权由出售方转移到购买方账户,相应的绿证通常退出市场、避免重复出售;四是申报,履责主体向政府部门报告拥有的绿证数量,完成配额指标6。交易过程中,大多数国家和地区的绿证交易与电量交易分开,但也有例外,如美国新泽西和宾夕法尼亚州的售电商可通过电力批发市场购买捆绑式绿证与可再生能源电量,为终端用户提供可再生能源电力,用户在购买电力的同时也购买了绿证。

各国绿证交易价格主要受证书供需形势影响,同时也与可再生能源发电技术类型、季节波动、监管惩罚强度等多种因素相关,具有较大的差异性和波动性。从美国新英格兰地区各州的绿证现货价格来看,马萨诸塞、罗得岛、康乃狄克和新罕布什尔州的绿证供应在2013~2015年期间供应偏紧,单位绿证的交易价格达50~60美元,而同期的缅因州由于生物质发电计入绿证核发范围、绿证供应显著高于需求,价格降至10美元以下。澳大利亚大型发电技术证书价格因供应增加,自2016年下半年以来震荡下行,但截至2017年6月仍高于75澳元;小型技术证书则主要受限价、罚款等因素影响,一直保持在最高限定价格40澳元附近。此外,从部分国家和地区的交易市场来看,风电由于成本和价格较低在早期时是绿证交易主体,太阳能发电由于价格快速下降、有取代风电成为交易主体的趋势(见图1、图2)。

绿证交易使电量的环境价值实现“货币化”,在一定程度上推高了终端电价。根据美国劳伦斯伯克利国家实验室估算,绿证使2014年可再生能源的平均度电成本上升约1.2美分(约折人民币7分),使终端全部电量的平均售电增加1.3%。根据澳大利亚能源市场委员会预测,绿证将使2016~2017年度每个家庭的度电平均电价增加0.9澳分(约折人民币5分),增幅为3.1%。

监管和灵活履约机制

绿证交易是一种市场行为,需要独立的监管机构。通常由能源主管部门或相关公共机构开展市场监管,主要职责是监督绿证的核算和交易过程,定期审计和考核履责主体的完成情况。对任务未完成的履责主体,大部分国家和地区往往选择罚款作为最主要的惩戒措施,如美国德克萨斯州规定的罚款为不高于5美分/千瓦时或者绿色电力证书交易价格的2倍,瑞典的罚款为绿色电力证书交易价格的1.5倍,澳大利亚的罚款为65澳元/兆瓦时,日本则规定罚款不超过100万日元。

为了减少履责主体的违约行为、降低履约成本,大部分国家和地区建立了灵活的履约机制。主要有三类,一是证书储蓄制度,即当年生产或购买但未使用的绿证在未来一定年度内仍然有效,如美国德克萨斯州允许绿证的有效期延后1~2年;二是宽限期制度,即履责主体若当年内未完成配额指标,其将有机会在规定的时间内补齐差额,如澳大利亚规定履责主体在违规之后的3个季度内补齐差额即可退回罚金;三是设定绿证价格上限,避免因绿证价格太高导致履责主体难以负担、终端电价太高,如澳大利亚对小型技术证书的价格设定了40澳元的上限,美国新罕布什尔等州则建立了“替代性付款”制度,允许未完成配额目标的履职主体购买固定价格的“替代性付款”项目完成目标,设定“替代性付款”价格的目的即控制未完成配额的最高成本。

我国实施绿证制度的前景和主要问题

自2010年我国政府提出实施新能源配额制7以来,相关政策研究和制定开始迈出实质性步伐,2016年以来进程明显加快,先后就各地非水可再生能源消纳比重、煤电企业非水可再生能源配额考核、绿证核发及自愿认购交易等问题出台政策或发函。2017年7月已启动自愿认购绿证交易,,根据相关计划,将视绿证自愿认购情况,自2018年起适时启动配额制和绿证强制交易。尽管下一步配额制和强制绿证制度具体何时、如何落地尚存在不确定性,但该项政策在国家能源主管部门的支持下,在消减可再生能源补贴巨额缺口、促进可再生能源跨区跨省消纳缺乏其他有效对策的情况下,下一步正式出台的可能性相对较大。

从国外绿证发展经验和我国实际情况来看,下一步我国制定和实施可再生能源配额制和强制绿证制度,至少有以下六个方面的问题需进一步探讨和明确:

一是开展配额制与强制绿证交易的时机。从国外情况来看,推行配额制和绿证强制交易成效较好的国家如美国、澳大利亚均是电力市场成熟的国家,绿证的履责成本可以顺畅地通过市场价格机制进行传导,否则配额制无法高效运作。对我国而言,政府建立市场化的可再生能源发展机制、推出配额制和绿证的意愿强烈,但由于我国尚处于电力全面市场化改革的起步阶段,未来几年计划电量仍将占据较大比例、交叉补贴也难得到根本性解决,真正意义上的市场化电价机制短期内难以健全,如何依托“过渡期”的价格机制疏导绿证成本面临较大考验。针对这种情况,一是可考虑适当延后启动绿证强制交易,待市场电量占据主导、市场电价基本建立后予以启动;二是若要较快启动绿证强制交易,则最好在前期将配额制限定在较小的范围,并在实施前期设定较为宽松的配额目标,以减少市场冲击和扭曲。

二是强制购买绿证的履责主体。根据政府拟定意见8,煤电企业应承担非水可再生能源发电的配额责任,2020年承担的非水可再生能源配额与火力发电量的比重应达15%以上,可通过生产或购买绿证完成配额指标。而从国外配额制及强制购买绿证的履责主体来看,绝大部分国家和地区的履职主体是售电商或供电商,只有少数是发电商,且选择发电商作为履责主体的国家主要是发输配售一体化或利益相关的国家如意大利。绝大部分国家和地区之所以选中售电商或供电商,一方面是因为其更接近终端用户,作为履责主体可通过更直接、更灵活的方式将履责成本通过终端销售电价疏导出去,高效实现消费者为可再生能源发展“买单”的配额制设计初衷;另一方面,则是为了提高输配售市场主体消纳利用可再生能源的积极性。如果发电商作为履责主体,需通过供电商或售电商才能传导给消费者,增加了交易环节和成本,容易导致市场低效、扭曲,同时没有任何有力手段将促进可再生能源消纳利用的责任传递给输配售企业。基于此,无论从国际惯例、配额制及绿证制度的主旨看,还是从我国《可再生能源法》规定电网企业全额保障收购可再生能源发电的法定义务看,均不宜让我国发电企业作为配额制及强制购买绿证的履责主体。此外,鉴于我国弃风、弃光等现象严重,发电企业深受其害,若最终还要为完不成非水可再生能源发电比重目标而担责,现实上也不具有合理性。

三是未来绿证的核发范围及方式。目前我国核发的自愿购买绿证仅限国家可再生能源电价附加资金补助目录内的陆上风电和集中式光伏,且风电与光伏不予区分,均按照1个证书对应1000千瓦时电量核发。国外大多数国家和地区的绿证核发范围均涵盖了水电、海上风电、分布式光伏、光热、生物质发电等其他可再生能源,部分地区甚至将储能等先进技术也纳入核发范围,同时规定1000千瓦时的不同品种的可再生能源电量可获得不同证书数量。考虑到我国尚处于自愿认购的试行阶段,限定范围、不加分类的处理方法对于推广绿证没有大碍,但在未来实施配额制和绿证强制交易的情况下,将面临双重考验,一是若范围仍限定于陆上风电和集中式光伏,根据《能源发展“十三五”规划》可以预期到2020年二者发电量占非化石能源发电量的比重仅为25%左右,配额制和绿证实施效力将十分有限;二是不同可再生能源的经济性和竞争力差异较大,若不加区分的让其在同一平台竞争不具公平性,难以实现推动前瞻、先进可再生能源发电技术进步的初衷。综上,若国家寄希望于绿证逐步取代固定电价制度,需考虑纳入其他可再生能源品种,并顾及不同品种的竞争性、设计相应的绿证“乘数系数”。

四是自愿市场与强制市场的定位与衔接。从国外经验来看,绿证的“自愿购买”市场是“强制购买”市场的有效补充,美国超过1/4的绿证通过消费者“自愿购买”实现,我国与之最大的区别在于用户支付能力明显较差、现有电价水平显著偏高,这一国情决定了自愿市场在我国很可能难以取得理想业绩,在单纯依靠自愿市场的情形下,绿证作用将十分有限。若推出强制绿证交易,如何在实现国家非化石能源发展目标的前提下,通过什么样的原则和方法分别确定未来各个年份的自愿、强制市场规模需要论证,同时两个“市场”是否在同一交易中心、平台进行交易等事项也需明确。在这方面,可综合非化石能源发展目标和自愿市场发展态势确定强制市场规模,自愿、强制市场应分设运行。鉴于我国地域较广、市场较大,若两类市场推出的产品种类较多,可考虑在多个交易中心和平台进行交易。

五是绿证与固定电价制度之间的衔接。自愿认购绿证启动后,我国实施绿证与固定电价制度并行的政策。在当前阶段,考虑到自愿认购绿证主要用于引导消费者“进场”、缓解固定电价制度产生的补贴缺口,辅助性、补充性的功能定位明确,二者并行不悖。若未来实施配额制与强制绿证交易,且不全面取消固定电价制度,如何协调固定电价与强制购买绿证的关系面临两难抉择。一方面,不能让某种可再生能源同时通过固定电价和强制购买绿证两种方式受益,获得电价补贴和绿证市价的双重收益;另一方面,也很难赋予同一种可再生能源“二者取其一”的政策选择权,因为强制购买绿证是法定义务、不具有可选择性和替代性,国外也没有这方面的先例可循。这种情况下,可考虑这样的政策设计,即存量老政策(固定补贴)、增量新政策(强制绿证交易),或对不同的可再生能源采用不同的电价政策,如陆上风电和集中式光伏实行强制绿证交易,其他可再生能源实行固定电价。

六是绿证市场监管与风险控制的关系。为加强监管与考核,我国政府相关文件拟对没有完成配额的履责主体,责令其在规定期限内完成,逾期未完成取消业务许可证,相关处罚简单严厉。从国外实践看,为保障配额制和绿证市场运行,一方面大多规定对未完成配额目标的履责主体进行惩罚,罚款高于绿证交易平均价格;另一方面,为规避履责成本过高并过度抬高电价的风险,设计了绿证价格上限和证书储蓄、宽限期等灵活履责制度。因此,若下一步实施配额制和强制绿证交易,相关监管措施最好兼顾目标实现和履责风险,细化责任认定、惩罚措施、价格机制及各种灵活履责制度,充分考虑履责主体时间上的缓冲期和经济上的承受力。

对发电集团的建议

配额制和绿证交易关乎集团公司的切身利益,对该政策应高度关注、科学谋划、积极应对。

一是紧密跟踪绿证发展态势,加强与政府、行业协会等机构的汇报、沟通。积极参与自愿认购绿证交易,深入研究配额制及强制购买绿证实施的各种可能情形及其对发电企业的潜在影响,研究制定相应的发展策略。针对配额制及强制购买绿证启动的时机、履责主体的认定、配额指标的分配、履责成本的疏导等重大问题,与政府部门保持密切沟通,主动汇报相关研究成果信息、积极参加政府有关部门的会议、细致答复有关部门的信函,同时,努力促请行业协会等第三方机构向政府部门反映发电企业合理诉求。

二是将可再生能源放在更加优先发展的地位,加快推进电源结构优化。政策环境方面,当前集团公司非水可再生能源发电量仅为火力发电量的7%左右,一旦政府按既定计划实施强制绿证交易,要实现2020年15%的规定目标将面临极大困难,除非通过市场大量购买绿证、付出很大经济成本。投资收益方面,今年上半年风电、光伏的度电利润分别达11.99分和25.29分,中长期看,虽然有补贴退坡、市场竞价让利的风险,但同时也存在弃风率和弃光率下降、单位投资运营成本下降、环境收益“变现”(碳交易和绿证交易)等预期利好,仍有望保持较好的收益率。基于此,可考虑在规划、计划、投资、研发、人力、财务、物资等方面加大对可再生能源的支持力度,特别是加大起步较晚的非水可再生能源如光伏的扶持力度。

三是全面推进市场化运营,全力提升可再生能源的成本竞争力。在电力市场化改革全面推进和可再生能源发电成本持续下降的背景下,不论是否启动强制绿证交易,越来越多的可再生能源电量参与市场竞争已成定局。随着可再生能源电量的持续快速增长,可再生能源电量与其他发电量的竞争、可再生能源企业之间的竞争将成为未来发展主线。由于电能产品的同质性,未来竞争的关键是成本的高低。因此,必须将“价值思维、效益导向”的理念和“精品工程”的要求全面应用到每一个可再生能源存量和增量项目,真正实现每个项目在可研、设计、建设和运营全寿命周期的精细化管理。(来源:中国电力企业管理 作者:朱发根 )



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