2017年2月，國家發(fā)改委、財政部、能源局聯(lián)合出臺《關(guān)于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購交易制度的通知》(發(fā)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(fā)和自愿認(rèn)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(qiáng)制交易。綠證市場強(qiáng)制交易實施后，發(fā)電企業(yè)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(lián)系，比如，對于火電企業(yè)而言，電力市場交易電量越大，則需要購買的綠色證書數(shù)量也越大，支付的碳減排或綠色成本也越大，火電企業(yè)會綜合兩個市場的收益后作出最優(yōu)的發(fā)電決策。發(fā)電企業(yè)的發(fā)電變化會引起省內(nèi)電力電量結(jié)構(gòu)和規(guī)模的變化，并導(dǎo)致跨省跨區(qū)交易電量的變化。因此，強(qiáng)制性綠證市場運行后，不僅發(fā)電企業(yè)會面臨電力市場和綠證市場的協(xié)調(diào)問題，省級電網(wǎng)企業(yè)和區(qū)域電網(wǎng)單位也面臨因此而產(chǎn)生的跨省跨區(qū)電力交易變化的問題。因此，認(rèn)真分析電力市場和綠證市場交易之間相互作用的機(jī)理，無論對發(fā)電企業(yè)，還是對電網(wǎng)企業(yè)，都顯得非常重要。

綠證市場及其與電力市場的關(guān)系

綠證市場及其實施情況。我國擬在全國范圍內(nèi)試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)和自愿認(rèn)購，目標(biāo)是在全國范圍內(nèi)建立一個統(tǒng)一的綠證交易市場。根據(jù)中國綠色電力證書認(rèn)購平臺公布的相關(guān)數(shù)據(jù)顯示，截至2017年9月11日，綠證核發(fā)總量超過7701265個，對應(yīng)超過77億千瓦時清潔能源電力。其中，風(fēng)電項目核發(fā)綠證7397093個，光伏發(fā)電項目核發(fā)綠證304172個。這些項目主要分布在河北、河南、山東、山西、內(nèi)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(chǎn)建設(shè)兵團(tuán)等21個省份，各地區(qū)累計風(fēng)電和光伏的綠證核發(fā)量、掛牌量以及交易量如圖1所示。從圖1數(shù)據(jù)可以看出，累計風(fēng)電和光伏綠證核發(fā)量最多的地區(qū)是河北、其次是內(nèi)蒙古、遼寧、山東、新疆等風(fēng)光可再生能源資源豐富的地區(qū)，這些地區(qū)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(rèn)購量接近21000個，相當(dāng)于減少近2萬噸的二氧化碳，但是交易總量明顯低于核發(fā)量和掛牌量，僅分別占核發(fā)量和掛牌量的0.27%和0.77%。很顯然，在缺乏綠證強(qiáng)制約束交易機(jī)制下，綠證交易的價值很難充分體現(xiàn)出來，并且會出現(xiàn)市場交易規(guī)模有限且供需嚴(yán)重失衡的現(xiàn)象。

在綠證成交量和交易價格方面，截至2017年9月11日，風(fēng)電綠證成交量為244個，日平均成交價格區(qū)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(qū)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(guān)系。從目前綠證市場和電力市場的建設(shè)、運作情況來看，兩個市場之間存在緊密的聯(lián)系，具體表現(xiàn)在以下三個方面：

第一，兩個市場最終實現(xiàn)的目標(biāo)是一致的。其中，新一輪電力市場改革把提高電力系統(tǒng)效率，降低成本，實現(xiàn)電力領(lǐng)域節(jié)能減排以及促進(jìn)清潔能源發(fā)展和高效利用作為主要目標(biāo)之一。而可再生能源綠色電力交易的目標(biāo)是什么?《通知》中提出了“為引導(dǎo)全社會綠色消費，促進(jìn)清潔能源消納利用，進(jìn)一步完善風(fēng)電、光伏發(fā)電的補(bǔ)貼機(jī)制”的目標(biāo)。

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(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)(售電)企業(yè)、電力用戶和獨立的輔助服務(wù)提供商等。而綠證交易市場實施范圍僅限于電力行業(yè)，綠證市場交易的參與主體也主要是電力企業(yè)。其中，綠證的賣方主體為可再生能源發(fā)電企業(yè)，買方主體則主要為火電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和售電公司等。電力企業(yè)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(biāo)。

第三，兩個市場協(xié)調(diào)交易有助于促進(jìn)可再生能源發(fā)展和高效利用。目前政府部門已經(jīng)核定出了各地區(qū)可再生能源電力配額考核指標(biāo)，在強(qiáng)制綠證交易市場建立后，發(fā)電企業(yè)將在可再生能源電力配額總量考核指標(biāo)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(fā)電決策。通過這種協(xié)調(diào)交易，一方面會引起省內(nèi)及跨省跨區(qū)電力電量結(jié)構(gòu)和規(guī)模的變化，另一方面將使得電量由高能耗火電機(jī)組向低能耗火電機(jī)組，燃煤火力發(fā)電企業(yè)向可再生能源企業(yè)的轉(zhuǎn)移，從而有助于達(dá)到節(jié)能減排和清潔能源高效利用的目標(biāo)(如圖3所示)。

　　電力交易與綠證交易協(xié)調(diào)的基本原理

2014年9月，國家能源局發(fā)布《可再生能源電力配額考核辦法(試行)》將不同省(市，區(qū))按地理位置，劃分為6個區(qū)域，明確了各省(市、區(qū))在2015年、2017年和2020年可再生能源電力配額的基本指標(biāo)和先進(jìn)指標(biāo)。發(fā)電企業(yè)作為“理性人”會在省內(nèi)可再生能源電力配額總量考核指標(biāo)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(fā)電成本、綠證交易價格等變量后作出企業(yè)自身收益最大化的發(fā)電決策。

火電企業(yè)

最優(yōu)發(fā)電決策。在強(qiáng)制綠證交易市場中，火電企業(yè)參與兩個市場交易且滿足自身收益最大化發(fā)電決策為：火電企業(yè)實際發(fā)電量獲得的發(fā)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(shù)學(xué)模型可以表示為：

上式中，p1火電標(biāo)桿上網(wǎng)電價;qi為實際火力發(fā)電量;C1(qi)為火力發(fā)電量成本函數(shù);

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(jī)組之間電量轉(zhuǎn)移情形。由于技術(shù)、管理等因素的影響，同一類型火電機(jī)組能耗存在一定差異。顯然，高能耗機(jī)組的單位發(fā)電能耗和污染物排放量均高于低能耗的機(jī)組，這也就意味著在同等發(fā)電量的情況下，高能耗機(jī)組的發(fā)電成本要高于低能耗機(jī)組。在綠證強(qiáng)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(yè)是否選擇增加或減少發(fā)電，除了需要考慮自身發(fā)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(yè)在綜合考慮自身發(fā)電成本和綠證交易價格后，發(fā)現(xiàn)企業(yè)實際發(fā)電收益扣減對應(yīng)的綠證交易成本不小于按照原來計劃發(fā)電獲得的收益，那么，高能耗機(jī)組的最優(yōu)發(fā)電決策是減少發(fā)電量，而低能耗機(jī)組則會增加發(fā)電量以獲得更大收益。

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

在這種情況下，火電企業(yè)最優(yōu)發(fā)電策略為選擇減少發(fā)電甚至不發(fā)電;由于綠證交易價格足夠高，可再生能源企業(yè)每多發(fā)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(yè)會有發(fā)電積極性，從而選擇多發(fā)電。因此，火電企業(yè)少發(fā)的電量實現(xiàn)了向可再生能源企業(yè)的轉(zhuǎn)移。當(dāng)然，如果綠證交易價格足夠低或者接近為0，即火電企業(yè)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(fā)電收入能夠回收成本的前提下，火電企業(yè)的最優(yōu)發(fā)電策略為盡可能地多發(fā)電。但是，綠證交易價格定價太低，又會使可再生能源發(fā)電企業(yè)缺乏交易動機(jī)，不利于可再生能源發(fā)展和利用。

可再生能源企業(yè)

最優(yōu)發(fā)電決策。在綠證強(qiáng)制交易市場中，由于可再生能源發(fā)電企業(yè)j發(fā)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(biāo)在可再生能源信息管理平臺上賣出;那么，可再生能源企業(yè)j綜合考慮兩個市場協(xié)調(diào)后滿足自身收益最大化的發(fā)電決策為：可再生能源企業(yè)發(fā)電qi獲得的發(fā)電收益加上出售個綠證獲得收益后的總收益最大，用數(shù)學(xué)模型模型可以表示為：

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

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

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

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

綜上所述，在滿足省內(nèi)可再生能源電力總量配額考核指標(biāo)約束，同時綜合考慮各火電企業(yè)和可再生能源企業(yè)在兩個市場中的發(fā)電最優(yōu)決策，省內(nèi)各發(fā)電企業(yè)發(fā)電量的變化路徑將是：高能耗火電機(jī)組減少發(fā)電量，減少部分會轉(zhuǎn)移到低能耗火電機(jī)組以及可再生能源發(fā)電企業(yè);或者，火電企業(yè)減少發(fā)電量，減少部分轉(zhuǎn)移到可再生能源企業(yè)(如圖4所示)。因此，省內(nèi)各發(fā)電企業(yè)的實際發(fā)電量發(fā)生變化，從而引起省級電力市場中電力電量結(jié)構(gòu)和規(guī)模的變化。而省內(nèi)電力電量結(jié)構(gòu)和規(guī)模的變化會進(jìn)一步反映到區(qū)域電網(wǎng)中，從而導(dǎo)致跨省跨區(qū)交易電量的變化。當(dāng)然，通過電力交易和綠證交易的協(xié)調(diào)除了導(dǎo)致省內(nèi)和跨省跨區(qū)交易電量變化外，這種協(xié)調(diào)交易的更大意義在于使得高效火電機(jī)組對低效火電機(jī)組的發(fā)電替代以及可再生能源發(fā)電對火力發(fā)電的發(fā)電替代，從而最終有助于促進(jìn)可再生能源發(fā)展和高效利用以及實現(xiàn)電力行業(yè)低碳發(fā)展轉(zhuǎn)型。

圖4 電力交易與綠證交易協(xié)調(diào)發(fā)電企業(yè)發(fā)電量變化路徑

　　電力交易與綠證交易協(xié)調(diào)的配套政策

為了實現(xiàn)電力市場和綠證市場的協(xié)調(diào)交易，需要建立相關(guān)的配套政策。

明確綠證核發(fā)相關(guān)規(guī)則。由于風(fēng)電和光伏項目技術(shù)成熟程度不同導(dǎo)致其建設(shè)成本也不同(風(fēng)電低于光電)，因此，目前政府給予這兩類項目的固定價格補(bǔ)貼額度不同。在強(qiáng)制綠證交易市場中，如果按照風(fēng)電和光電項目1兆瓦時電量均同等核定1個綠證，風(fēng)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(shù)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(shù)成熟度的成本差異，將風(fēng)電、生物質(zhì)以及光伏發(fā)電發(fā)出100千瓦時的電力分別授予相當(dāng)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(fā)電技術(shù)的不斷成熟和商業(yè)化隨時進(jìn)行調(diào)整。這一特殊的綠證規(guī)則給予不同技術(shù)成熟度的可再生能源項目公平競爭的機(jī)會。

制定合理的綠證定價機(jī)制。目前政府對自愿綠證交易價格執(zhí)行價格上限管制，即可再生能源企業(yè)的掛牌價格不能超過固定價格補(bǔ)貼水平，顯然這種機(jī)制是不合理的，可再生能源發(fā)電企業(yè)并沒有交易的動機(jī)。強(qiáng)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(fēng)險的綠證價格理應(yīng)更高。因此，在綠證交易價格機(jī)制設(shè)計上，應(yīng)該執(zhí)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(fā)電項目技術(shù)進(jìn)步等因素x，若可再生能源行業(yè)技術(shù)水平普遍提高，則應(yīng)在綠證交易價格中扣減技術(shù)進(jìn)步因素，使得

　　。

出臺相關(guān)處罰措施。綠證強(qiáng)制交易市場中，對可再生能源電力配額考核指標(biāo)不達(dá)標(biāo)的發(fā)電企業(yè)應(yīng)該有強(qiáng)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(guī)定數(shù)量的配額考核指標(biāo)且不履行交易的情況下，應(yīng)由政府部門牽頭成立第三方監(jiān)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(biāo)考核的發(fā)電企業(yè)進(jìn)行懲罰。這種方式已經(jīng)被澳大利亞、荷蘭等國家采用，其中，澳大利亞規(guī)定未履行其義務(wù)的責(zé)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(dá)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(jìn)行罰金額度設(shè)置時，應(yīng)盡可能使得發(fā)電企業(yè)不完成配額指標(biāo)所帶來的罰金要遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于在綠證市場購買證書完成配額指標(biāo)考核的成本。發(fā)電量計劃核減方式。如果發(fā)電企業(yè)沒有完成相應(yīng)的配額考核目標(biāo)，將會在年底制定各發(fā)電企業(yè)發(fā)電量計劃時，核減未達(dá)到考核要求發(fā)電企業(yè)的下一期計劃發(fā)電量，并在參與電力交易時給予一定限制，這對于發(fā)電企業(yè)來說無疑是一記重罰。另外，在核減計劃發(fā)電量的具體確定上，可以參照本期未完成綠證配額指標(biāo)對應(yīng)的電量占本期本單位總發(fā)電量比重乘以下一期計劃發(fā)電量得到。

實現(xiàn)電、綠證交易系統(tǒng)互聯(lián)與信息共享。首先，綠證交易機(jī)構(gòu)要建設(shè)綠證認(rèn)購交易的管理信息決策系統(tǒng)，一方面，能夠從電網(wǎng)電力交易機(jī)構(gòu)自動獲取上網(wǎng)電量交易和電費結(jié)算的數(shù)據(jù)信息，并將其應(yīng)用到證書交易中;另一方面，要建立適合全國統(tǒng)一市場撮合交易的決策系統(tǒng)。另外，為了協(xié)調(diào)電力交易機(jī)構(gòu)與綠證交易機(jī)構(gòu)的關(guān)系，甚至也可以考慮將綠證交易并入國家級的電力交易機(jī)構(gòu)中，由電力交易機(jī)構(gòu)承擔(dān)綠證交易的功能，證書認(rèn)證仍然由國家可再生能源管理中心負(fù)責(zé)。