以绿证交易破局风光基地经济性之困
日前，部分针对风光大基地项目的研究得出了“部分以电网消纳、远距离送电为主的风光基地项目在市场竞争中，可能存在经济性不高、与受端省份电源相比处于劣势地位的情况”的结论，并提出了“合理规划投资方案、合理选择受端地区、消纳责任明确到用户、签订政府授权合约”等提高基地效益的建议。这些解决方案大多基于传统的电力价值评估角度（如“电力项目规划、运营、价格以及市场建设”等）。事实上，近来市场关注度持续升温的“绿证交易”也为破解基地项目经济性困境提供了新思路。简而言之，国家可针对风光基地自身的发电数据和重资产运营模式下较好的企业信用，建立一套专门的绿证交易品种，并配套相应的数据追踪和失信惩戒措施，在“开源”的同时实现数据资产的价值最大化。
国外绿证交易建立背景及现状
国际上绿证交易制度通常是可再生能源配额制的配套政策，是通过市场化方式给予可再生能源产业补贴的机制。荷兰在2001年最先开展绿证交易，随后美国、日本、英国、澳大利亚等20多个国家均实行了绿证交易。以美国为例，配额制是其支持可再生能源发展的主流政策之一：配额制下，配额义务承担者可通过自己建设可再生能源发电设施或购买一定数量绿证来完成相应义务。随着强制配额制下的绿证交易活跃度以及购买绿电意识的不断提升，美国出现了绿证自愿交易市场。绿证除了用以履行配额义务外，在某些国家也可作为碳减排证明参与碳市场（如美国加利福尼亚州碳交易），或用以满足采购方的清洁能源使用要求、塑造企业低碳形象。
国际尚未有关于绿证的统一定义或公约。结合当前国际流行的几种绿证的特点，绿证可以被定义为由政府或第三方非政府组织根据绿电溯源体系和标准核发的用以证明对应电量来自于可再生能源发电项目的一种证书。绿证的产生是为了解决可再生能源电量的“身份证明”问题，就需要具备准确计量、可信任、唯一、排他、可追踪等特性。
目前被国际社会广泛认可的主流绿证中，政府机构核发的有北美可再生能源证书（Renewable Energy Certificate，RECs）、欧盟来源担保证书（Guarantees of Origins，GO）；第三方组织签发的有国际可再生能源证书（I-REC）、全球可再生能源交易工具（APX Tigrs）。判定绿证国际认可度目前的主要标准是RE100标准（由两个非营利性组织合作发起），加入RE100的企业需承诺100%使用清洁能源。RE100直接认可的绿证主要是前文列举的四种；除此以外，满足“可准确计量的发电数据、权益集合、独家所有权、独家声明权、地域市场边界、时效限制”六项要求的绿证可被视为RE100接受的可再生电力权属证明。当然，由于我国可再生能源发展迅速、体量庞大，一旦我国绿证制度得以确立，会从根本上动摇现在的局面。
我国绿证交易发展概况
2017年1月，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，依托国家可再生能源信息管理中心（以下简称为“可再生能源信息中心”）为陆上风电、光伏发电企业所生产的可再生能源发电量发放“绿色电力购买证明”。风电、光伏发电企业提供项目核准（备案）文件、电费结算单等材料，由可再生能源信息中心按月核定和发行绿证。风电、光伏企业出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。该“绿色电力购买证明”实际上起到代替“补贴”的作用。2021年5月25日，可再生能源信息中心正式启动了平价项目绿证核发工作，通过绿证交易使平价上网项目和低价上网项目获得合理补偿收益。
2022年，广州电力交易中心与北京电力交易中心相继发布了《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》《南方区域绿色电力交易规则》，提出由北京/广州电力交易中心将可再生能源信息中心核发给新能源发电企业的绿证划转给绿色电力交易用户。在实际操作中，两大电力交易中心直接向用户核发“绿色电力消费凭证”。
北京电力交易所提出的超额消纳交易凭证实际上也是绿证的一种形式。按照《北京电力交易中心可再生能源电力超额消纳量交易规则(试行)》，超额消纳量（消纳量大于最低权重的部分）交易通过可再生能源电力消纳凭证交易系统开展，交易标的物为超额消纳凭证。
除国内机构发行的各类绿证外，国际绿证签发机构APX和I-REC也在国内开展绿证核发业务。远景科技集团作为APX的核查代理，将其智能物联EnOS平台所连接的新能源资产（平价及非平价项目均有）的发电数据提供给APX作为凭证。远景基于其智能物联和区块链技术以及APX的信用，能为国内企业提供绿证注册、核发、交易、核销等一站式服务，为客户购买可追溯的绿证。
国内现行绿证制度存在的主要问题
当前，我国绿证交易并不活跃，交易效率较低。截至2022年8月，我国累计核发风电和光伏绿证约4860万张，累计交易仅318万张，交易率低至6.5%（数据来源于绿证认购平台）。绿证交易激励机制及强制机制不足、限制二次买卖，以及国际绿证作为替代品对国内绿证产生冲击等导致了国内机构核发绿证的认购意愿低迷。
相对于国际绿证，国内机构核发绿证并不具备价格优势且国际认可度不高，很难满足出口企业需求。当前我国补贴项目绿证价格在190元/个左右，平价项目绿证价格在50元/个左右。而APX Tigrs的平价项目绿证约为30元/个，I-REC一般为补贴绿证，价格在3-4元/个。
绿证交易本质上是基于机构信用背书的交易行为，绿证的实际价值很大程度上取决于市场对核发机构的认可度。国际认可度较高的绿证认证标准为RE100，加入RE100的企业须承诺本身达到100%使用清洁能源，并进一步要求其供货商做到这一要求，苹果、谷歌、微软、飞利浦、高盛等极具全球影响力的公司均加入了RE100。RE100认可的绿证包括两类，一是RECs、GO和I-REC三种直接被认可的绿证；二是满足“可准确计量的发电数据、独家所有权、独家声明权”等六项要求的可再生电力权属证明（APX Tigrs即为此类），即若要被RE100接纳，绿证需满足可计量、唯一性、可追踪等条件。
目前我国国内机构发行的绿证尚不能被RE100直接接受，主要由于当前我国绿证与超额消纳量及CCER所对应的环境权益及其声明权可能存在重复计算的问题。企业购买国内绿证后需向RE100提供关于“未重复计算、未被他人声明”的充分解释和证明，这将增加企业成本，且存在认证失败的风险。另外，可再生能源信息中心缺少计量数据，由企业自行填表方式申报电量，发电企业未将其计量数据直接接入可再生能源信息中心，造成其核查效率较低。北京、广州交易所虽然有部分参加市场交易的可再生能源发电企业的计量数据，但考虑到企业可以同时在可再生能源信息中心申报，无法确保绿证的唯一性。超额消纳交易凭证的出现，更是造成了企业在绿证管理、交易等方面的混乱。因此，作为绿证主要需求方的出口企业，难以借助国内绿证满足其采购方的要求。而对于远景集团代理核发的APX Tigrs绿证，虽然有较高的国际认可度，但是其本质是由国内资本建立别国机构的信用，不利于国内绿证的良好发展，也会加大资本外流压力。
风光基地绿证交易制度的可行性
风光基地作为未来我国可再生能源发展的主要方式之一，绿证作为其数字资产是应有之意，鉴于其未来发展迅速且会产生海量的绿证，为其在绿证交易制度中单独设立交易品种可行性很大。
一是风光基地具备完善的发电数据。绿证作为一种信用证明，最核心的是其底层数据的真实性。风光基地掌握其所发绿电的真实数据，将发电数据接入可再生能源信息中心，实现全流程追踪，能够保证数据可计量、可追踪、且唯一；也能保障数据核查的高效准确，为绿证交易提供基础条件。
二是风光基地具有较好的信用背书。建设大型风电光伏基地项目是国家重大发展战略，是“十四五”新能源发展重中之重；风光基地均为重资产运营，资金链更加稳定，且业主多为世界500强的超大型电力企业，商业信用较强，国际信用良好，为绿证交易提供关键保障。
三是风光基地拥有足够的绿证产量和交易需求。风光大基地是实现“到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标的主力军。按照规划，到2030年，建设风光基地总装机约4.55亿千瓦，占全国的38%。即风光基地所发绿电能占据较大市场份额，同样的，在绿证交易方面也拥有较大的议价优势。反过来，风光基地前期投入较大、经济性可能面临挑战，绿证交易收入可以为基地持续良好运营以及投融资等提供有力支撑。
对风光基地成立联合绿证交易中心的建议
在国家可再生能源信息中心的统一指导下，充分发挥风光基地新能源资产规模大、数据资产丰富等优势，建立各基地联合的绿证交易平台，对于改善基地项目经济性、发挥绿证机制对实现碳达峰碳中和目标的作用有重要意义。可再生能源信息中心作为唯一权威机构开展绿证核发的前提下，基地项目注册联合绿证交易平台，向可再生能源信息中心提供数据，开展“基地绿证”认购交易业务。
一是成立绿证联合交易平台，开展“基地绿证”认购业务。在“可再生能源电力总量配额”“非水可再生能源电力配额”等可再生能源消纳责任指标以外单设“大基地项目绿色电力配额”，由可再生能源信息中心核发绿证，基地绿证交易平台认证基地项目的绿色电力消费，并将认证信息同步至可再生能源信息中心，对相应绿证予以核销。该“基地绿证”依托基地绿证交易平台开展交易，并收取一定服务费，交易收益归平台和国家可再生能源信息中心所有。
二是完善软硬件支持。基地联合交易平台应具备数字化平台，对接国家可再生能源信息中心，保证国家可再生能源信息中心对基地绿证的准确计量和全程追踪。同时，以绿证持有方良好的资产和信用资质为背书，向社会公开绿证相关数据，接受社会各界监督，建立相应的失信惩戒机制，提高基地绿证认可度。
三是深入挖掘绿证价值。绿证作为一种重要的数据资产，对于推动能源转型有重要意义。风光基地应充分发挥带头作用，推动完善交易规则，实现绿证跨区域流通，实现资源更大范围内优化配置，提高市场交易活跃度。还可深入挖掘绿证的金融价值，充当抵押物等为基地项目投融资提供便利。
四是做好与国外碳机制的衔接。出口企业仍是国内绿证的主要需求方，考虑到欧盟碳边境调节机制等将对我国高排放出口产品造成冲击，基地绿证应积极做好与国外碳市场（机制）的对接，为出口产品环境责任的履行提供证明。
新型电力系统建设对电力行业而言，也是百年之未有大变局。风光基地需要深挖自身潜力，根据自身特点，寻求新的利润增长点，通过新的资金来源提高风光基地项目的经济性，为“30·60”目标的实现贡献力量。

二、8月四川省全社会用电量同比增长13.8% 居民用电量增长高达74.5%
8月以来，我省工业生产遭遇了极端高温和供电紧缺影响，工业经济增速短期陡降。面对压力和困难，电力等部分重点行业超常发力，新兴行业潜力释放，大型企业稳健增长。特别是8月下旬电力供应缓解后，工业企业快速全面推进复工复产，展现出全省工业经济的较强韧性。
一是当月生产有所下降。8月规上工业增加值同比下降11.0%，比7月回落17个百分点；1-8月累计增长2%，继续保持增长态势，比1-7月回落1.8个百分点。
二是电力等部分重点行业支撑明显。8月电力、热力生产和供应业增加值同比增长23.1%，拉动全省工业增长2.3个百分点。其中，火电实现满发超发，8月火力发电量是上年同期的2.1倍。电气机械、油气开采行业延续增长态势，8月增加值分别增长26.4%、6.0%。
三是新兴行业保持韧性。8月全省绿色低碳优势产业增加值同比增长6.5%，增速高于规上工业平均水平17.5个百分点，其中动力电池产业增长1.4倍。五大现代产业中能源化工产业增加值增长7.8%，高技术产业中电子及通信设备制造增加值增长4.4%。
四是大型企业和新建企业增势较好。通过调整内部产能结构、启用自发电等方式，8月规上工业大型企业增加值同比增长2.4%，高于全省平均水平13.4个百分点。全省前50强企业有18家实现增长。全省457家新建企业合计拉动工业增速2.2个百分点。
五是限电影响可望短期快速减退。8月25日供电逐步恢复后，全省仅用4天时间就实现了受影响企业全面复工复产。从用电量结构看，8月全省全社会用电量同比增长13.8%，其中居民用电量增长高达74.5%，而同期工业用电量为下降8.9%，充分体现出“让电于民”“西电东送”的社会效果和责任担当。
总的来看，8月全省工业生产遭遇高温限电带来的冲击，工业增速短期大幅下降，但工业经济运行仍然具备较强韧性，拥有较大回旋余地，基本面仍然保持健康平稳。下一步，要继续高效统筹疫情防控和经济发展，认真贯彻落实党中央、国务院和省委、省政府决策部署，落地落实“更快速度推动工业恢复”的工作要求，抢进度、补欠账、找增量，全力以赴推动工业经济加快回升。
三、供需受挫交易量价齐升 水电回暖依旧承压——9月四川电力市场研究报告
四川电力市场9月需求端由于突发事件受到抑制，供给端受到来水不及预期及水库回蓄影响，供需作用因素对冲之后，表现出供给吃紧的情况；集中交易与萎靡的供需形势相反呈现出参与度高、活跃度高、成交价高的“三高”特征。10月水电发电能力基本恢复，水库回蓄仍有压力，电量供需形势矛盾基本得到解决。
9月市场供需形势回顾
1、全省用电需求端因极端事件受到重创。受极端高温气候的影响，8月下旬四川省大工业限电停产，甚至居民、写字楼也部分限电，直到8月30日起才开始逐步恢复大工业、一般工商业正常供电。屋漏偏逢连夜雨，极端高温天气刚过，四川疫情由零星爆发变得严重，尤其占据全川总用电超1/4的成都在9月1日下午开始全市静默，到9月19日零时起全市才有序恢复生产生活秩序。此外，9月5日四川甘孜泸定县突发6.8级地震，致使部分区域用电负荷受到影响。以上三个事件均对9月全川用电情况造成了重创。2、来水不足，火电保供满发尽发。9月，用电需求下降是主基调，四川全社会用电量受限电、疫情影响较8月大幅下降，降幅预计超15%；网供用电量（不含二滩留川，下同）环比也出现大幅下降，降幅30%左右。由于用电需求受挫、来水缓解，外购、留川电量均环比出现下降，外购电量降幅更超五成。从网供电量组成来看，9月前期因来水不足，火电满发尽发，水、火、外购占比约为5:3:2；中期疫情停工停产带来负荷大幅下降加之来水逐渐增多，水、火占比提升至8.5:1.5；后期生产生活恢复，负荷升高，水库回蓄工作如火如荼，新增的负荷由火电顶上，网供水火占比又跌至约7:3。3、主水库逼近死水位，回蓄压力大。从主要水库消落情况看，由于8月高温、干旱，致使主水库水位一度逼近死水位，9月水库主要以回蓄为主，截止9月底，仅亭子口和紫坪铺达到计划消落水位，宝珠寺和瀑布沟水位还在计划消落水位以下。
9月四川月内集中交易回顾
1、集中交易成交量、价齐升，主体参与热情高涨。9月共开展5轮月内集中交易，较8月呈现量价齐升的趋势。从成交价格看，第一轮交易开始，价格便一路上扬，到第五轮，成交均价更是创下历年同期之最。从参与度看，与各轮次成交均价一路上涨异曲同工，9月从第一轮月内集中交易开始，买卖双方参与家数一路上涨，市场主体参与度不断提高，成交时间密集、交易笔数庞大，市场活跃异常。2、部分交易需求转战集中平台，发用两侧双边成交量齐跌。9月发、用两侧双边转让电量较8月呈现双降趋势；双边调减电量更是环比出现巨幅下降，降幅约40%。双边交易电量齐跌，而集中交易成交电量反而上涨，说明9月有部分电量转战到了集中平台交易，形成了双边成交规模下降而集中成交规模上涨的局面。双边协商可选对手有限，集中交易平台参与度高、成交活跃或许可成为赚取价差的又一阵地。3、用电不及预期，调减压力大是高价格主因。究其原因，需求端受9月极端高温天气断电停工、有序用电及疫情的影响，发电侧减持需求旺盛，助推成交量、价上涨；此外，售电公司年度交易策略和代转直用户进场也带来需求变化。供给端则受到有序用电和疫情停工停产的影响，用电量不及预期，手上合约超额，急需脱手。不过，7、8连续两月用电侧政策性免偏差措施给售电公司交易增加了入场博弈的底气，故而9月交易数据除了本身供需趋势产生的影响外，还叠加了售电公司对月末结算政策的预期。
10月供需形势预测
1、用电量环比稳中有升，外购、留川大幅下降。从需求端看，结合基础数据积累及对今年10月经济发展情况预期，综合考虑国庆小长假对用电负荷的影响及结合温度、湿度等多维度因素形成的独家电力指数对负荷进行预测，预计10月四川省全社会用电量较9月稳中微升。外购、留川总量将较9月大幅减少，降幅超50%，同比基本持平去年。
2、水电发电能力逐步恢复，水库回蓄承压。从供给端看，随着水电上网同比进一步收窄，供给能力逐步恢复正常，整体呈现出前期吃紧、后期宽松的现象。统调网供上网电量预计涨幅9%左右，其中，水、火、新能源三类电源上网比例约为80:14:6。宝珠寺、亭子口、紫坪铺和瀑布沟目前水位均低于本就来水较少的去年水平，其中瀑布沟目前水位更是较去年低了超10米。为了应对即将到来的枯水期用电，不难猜测，蓄水工作仍是10月计划重点。