以綠證交易破局風光基地經濟性之困
日前，部分針對風光大基地項目的研究得出了“部分以電網消納、遠距離送電為主的風光基地項目在市場競爭中，可能存在經濟性不高、與受端省份電源相比處于劣勢地位的情況”的結論，并提出了“合理規劃投資方案、合理選擇受端地區、消納責任明確到用戶、簽訂政府授權合約”等提高基地效益的建議。這些解決方案大多基于傳統的電力價值評估角度（如“電力項目規劃、運營、價格以及市場建設”等）。事實上，近來市場關注度持續升溫的“綠證交易”也為破解基地項目經濟性困境提供了新思路。簡而言之，國家可針對風光基地自身的發電數據和重資產運營模式下較好的企業信用，建立一套專門的綠證交易品種，并配套相應的數據追蹤和失信懲戒措施，在“開源”的同時實現數據資產的價值最大化。
國外綠證交易建立背景及現狀
國際上綠證交易制度通常是可再生能源配額制的配套政策，是通過市場化方式給予可再生能源產業補貼的機制。荷蘭在2001年最先開展綠證交易，隨后美國、日本、英國、澳大利亞等20多個國家均實行了綠證交易。以美國為例，配額制是其支持可再生能源發展的主流政策之一：配額制下，配額義務承擔者可通過自己建設可再生能源發電設施或購買一定數量綠證來完成相應義務。隨著強制配額制下的綠證交易活躍度以及購買綠電意識的不斷提升，美國出現了綠證自愿交易市場。綠證除了用以履行配額義務外，在某些國家也可作為碳減排證明參與碳市場（如美國加利福尼亞州碳交易），或用以滿足采購方的清潔能源使用要求、塑造企業低碳形象。
國際尚未有關于綠證的統一定義或公約。結合當前國際流行的幾種綠證的特點，綠證可以被定義為由政府或第三方非政府組織根據綠電溯源體系和標準核發的用以證明對應電量來自于可再生能源發電項目的一種證書。綠證的產生是為了解決可再生能源電量的“身份證明”問題，就需要具備準確計量、可信任、唯一、排他、可追蹤等特性。
目前被國際社會廣泛認可的主流綠證中，政府機構核發的有北美可再生能源證書（Renewable Energy Certificate，RECs）、歐盟來源擔保證書（Guarantees of Origins，GO）；第三方組織簽發的有國際可再生能源證書（I-REC）、全球可再生能源交易工具（APX Tigrs）。判定綠證國際認可度目前的主要標準是RE100標準（由兩個非營利性組織合作發起），加入RE100的企業需承諾100%使用清潔能源。RE100直接認可的綠證主要是前文列舉的四種；除此以外，滿足“可準確計量的發電數據、權益集合、獨家所有權、獨家聲明權、地域市場邊界、時效限制”六項要求的綠證可被視為RE100接受的可再生電力權屬證明。當然，由于我國可再生能源發展迅速、體量龐大，一旦我國綠證制度得以確立，會從根本上動搖現在的局面。
我國綠證交易發展概況
2017年1月，國家發改委、財政部、國家能源局聯合發布《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》，依托國家可再生能源信息管理中心（以下簡稱為“可再生能源信息中心”）為陸上風電、光伏發電企業所生產的可再生能源發電量發放“綠色電力購買證明”。風電、光伏發電企業提供項目核準（備案）文件、電費結算單等材料，由可再生能源信息中心按月核定和發行綠證。風電、光伏企業出售綠證后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。該“綠色電力購買證明”實際上起到代替“補貼”的作用。2021年5月25日，可再生能源信息中心正式啟動了平價項目綠證核發工作，通過綠證交易使平價上網項目和低價上網項目獲得合理補償收益。
2022年，廣州電力交易中心與北京電力交易中心相繼發布了《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則》《南方區域綠色電力交易規則》，提出由北京/廣州電力交易中心將可再生能源信息中心核發給新能源發電企業的綠證劃轉給綠色電力交易用戶。在實際操作中，兩大電力交易中心直接向用戶核發“綠色電力消費憑證”。
北京電力交易所提出的超額消納交易憑證實際上也是綠證的一種形式。按照《北京電力交易中心可再生能源電力超額消納量交易規則(試行)》，超額消納量（消納量大于最低權重的部分）交易通過可再生能源電力消納憑證交易系統開展，交易標的物為超額消納憑證。
除國內機構發行的各類綠證外，國際綠證簽發機構APX和I-REC也在國內開展綠證核發業務。遠景科技集團作為APX的核查代理，將其智能物聯EnOS平臺所連接的新能源資產（平價及非平價項目均有）的發電數據提供給APX作為憑證。遠景基于其智能物聯和區塊鏈技術以及APX的信用，能為國內企業提供綠證注冊、核發、交易、核銷等一站式服務，為客戶購買可追溯的綠證。
國內現行綠證制度存在的主要問題
當前，我國綠證交易并不活躍，交易效率較低。截至2022年8月，我國累計核發風電和光伏綠證約4860萬張，累計交易僅318萬張，交易率低至6.5%（數據來源于綠證認購平臺）。綠證交易激勵機制及強制機制不足、限制二次買賣，以及國際綠證作為替代品對國內綠證產生沖擊等導致了國內機構核發綠證的認購意愿低迷。
相對于國際綠證，國內機構核發綠證并不具備價格優勢且國際認可度不高，很難滿足出口企業需求。當前我國補貼項目綠證價格在190元/個左右，平價項目綠證價格在50元/個左右。而APX Tigrs的平價項目綠證約為30元/個，I-REC一般為補貼綠證，價格在3-4元/個。
綠證交易本質上是基于機構信用背書的交易行為，綠證的實際價值很大程度上取決于市場對核發機構的認可度。國際認可度較高的綠證認證標準為RE100，加入RE100的企業須承諾本身達到100%使用清潔能源，并進一步要求其供貨商做到這一要求，蘋果、谷歌、微軟、飛利浦、高盛等極具全球影響力的公司均加入了RE100。RE100認可的綠證包括兩類，一是RECs、GO和I-REC三種直接被認可的綠證；二是滿足“可準確計量的發電數據、獨家所有權、獨家聲明權”等六項要求的可再生電力權屬證明（APX Tigrs即為此類），即若要被RE100接納，綠證需滿足可計量、唯一性、可追蹤等條件。
目前我國國內機構發行的綠證尚不能被RE100直接接受，主要由于當前我國綠證與超額消納量及CCER所對應的環境權益及其聲明權可能存在重復計算的問題。企業購買國內綠證后需向RE100提供關于“未重復計算、未被他人聲明”的充分解釋和證明，這將增加企業成本，且存在認證失敗的風險。另外，可再生能源信息中心缺少計量數據，由企業自行填表方式申報電量，發電企業未將其計量數據直接接入可再生能源信息中心，造成其核查效率較低。北京、廣州交易所雖然有部分參加市場交易的可再生能源發電企業的計量數據，但考慮到企業可以同時在可再生能源信息中心申報，無法確保綠證的唯一性。超額消納交易憑證的出現，更是造成了企業在綠證管理、交易等方面的混亂。因此，作為綠證主要需求方的出口企業，難以借助國內綠證滿足其采購方的要求。而對于遠景集團代理核發的APX Tigrs綠證，雖然有較高的國際認可度，但是其本質是由國內資本建立別國機構的信用，不利于國內綠證的良好發展，也會加大資本外流壓力。
風光基地綠證交易制度的可行性
風光基地作為未來我國可再生能源發展的主要方式之一，綠證作為其數字資產是應有之意，鑒于其未來發展迅速且會產生海量的綠證，為其在綠證交易制度中單獨設立交易品種可行性很大。
一是風光基地具備完善的發電數據。綠證作為一種信用證明，最核心的是其底層數據的真實性。風光基地掌握其所發綠電的真實數據，將發電數據接入可再生能源信息中心，實現全流程追蹤，能夠保證數據可計量、可追蹤、且唯一；也能保障數據核查的高效準確，為綠證交易提供基礎條件。
二是風光基地具有較好的信用背書。建設大型風電光伏基地項目是國家重大發展戰略，是“十四五”新能源發展重中之重；風光基地均為重資產運營，資金鏈更加穩定，且業主多為世界500強的超大型電力企業，商業信用較強，國際信用良好，為綠證交易提供關鍵保障。
三是風光基地擁有足夠的綠證產量和交易需求。風光大基地是實現“到2030年風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上”目標的主力軍。按照規劃，到2030年，建設風光基地總裝機約4.55億千瓦，占全國的38%。即風光基地所發綠電能占據較大市場份額，同樣的，在綠證交易方面也擁有較大的議價優勢。反過來，風光基地前期投入較大、經濟性可能面臨挑戰，綠證交易收入可以為基地持續良好運營以及投融資等提供有力支撐。
對風光基地成立聯合綠證交易中心的建議
在國家可再生能源信息中心的統一指導下，充分發揮風光基地新能源資產規模大、數據資產豐富等優勢，建立各基地聯合的綠證交易平臺，對于改善基地項目經濟性、發揮綠證機制對實現碳達峰碳中和目標的作用有重要意義�？稍偕�能源信息中心作為唯一權威機構開展綠證核發的前提下，基地項目注冊聯合綠證交易平臺，向可再生能源信息中心提供數據，開展“基地綠證”認購交易業務。
一是成立綠證聯合交易平臺，開展“基地綠證”認購業務。在“可再生能源電力總量配額”“非水可再生能源電力配額”等可再生能源消納責任指標以外單設“大基地項目綠色電力配額”，由可再生能源信息中心核發綠證，基地綠證交易平臺認證基地項目的綠色電力消費，并將認證信息同步至可再生能源信息中心，對相應綠證予以核銷。該“基地綠證”依托基地綠證交易平臺開展交易，并收取一定服務費，交易收益歸平臺和國家可再生能源信息中心所有。
二是完善軟硬件支持�；�地聯合交易平臺應具備數字化平臺，對接國家可再生能源信息中心，保證國家可再生能源信息中心對基地綠證的準確計量和全程追蹤。同時，以綠證持有方良好的資產和信用資質為背書，向社會公開綠證相關數據，接受社會各界監督，建立相應的失信懲戒機制，提高基地綠證認可度。
三是深入挖掘綠證價值。綠證作為一種重要的數據資產，對于推動能源轉型有重要意義。風光基地應充分發揮帶頭作用，推動完善交易規則，實現綠證跨區域流通，實現資源更大范圍內優化配置，提高市場交易活躍度。還可深入挖掘綠證的金融價值，充當抵押物等為基地項目投融資提供便利。
四是做好與國外碳機制的銜接。出口企業仍是國內綠證的主要需求方，考慮到歐盟碳邊境調節機制等將對我國高排放出口產品造成沖擊，基地綠證應積極做好與國外碳市場（機制）的對接，為出口產品環境責任的履行提供證明。
新型電力系統建設對電力行業而言，也是百年之未有大變局。風光基地需要深挖自身潛力，根據自身特點，尋求新的利潤增長點，通過新的資金來源提高風光基地項目的經濟性，為“30·60”目標的實現貢獻力量。

二、8月四川省全社會用電量同比增長13.8% 居民用電量增長高達74.5%
8月以來，我省工業生產遭遇了極端高溫和供電緊缺影響，工業經濟增速短期陡降。面對壓力和困難，電力等部分重點行業超常發力，新興行業潛力釋放，大型企業穩健增長。特別是8月下旬電力供應緩解后，工業企業快速全面推進復工復產，展現出全省工業經濟的較強韌性。
一是當月生產有所下降。8月規上工業增加值同比下降11.0%，比7月回落17個百分點；1-8月累計增長2%，繼續保持增長態勢，比1-7月回落1.8個百分點。
二是電力等部分重點行業支撐明顯。8月電力、熱力生產和供應業增加值同比增長23.1%，拉動全省工業增長2.3個百分點。其中，火電實現滿發超發，8月火力發電量是上年同期的2.1倍。電氣機械、油氣開采行業延續增長態勢，8月增加值分別增長26.4%、6.0%。
三是新興行業保持韌性。8月全省綠色低碳優勢產業增加值同比增長6.5%，增速高于規上工業平均水平17.5個百分點，其中動力電池產業增長1.4倍。五大現代產業中能源化工產業增加值增長7.8%，高技術產業中電子及通信設備制造增加值增長4.4%。
四是大型企業和新建企業增勢較好。通過調整內部產能結構、啟用自發電等方式，8月規上工業大型企業增加值同比增長2.4%，高于全省平均水平13.4個百分點。全省前50強企業有18家實現增長。全省457家新建企業合計拉動工業增速2.2個百分點。
五是限電影響可望短期快速減退。8月25日供電逐步恢復后，全省僅用4天時間就實現了受影響企業全面復工復產。從用電量結構看，8月全省全社會用電量同比增長13.8%，其中居民用電量增長高達74.5%，而同期工業用電量為下降8.9%，充分體現出“讓電于民”“西電東送”的社會效果和責任擔當。
總的來看，8月全省工業生產遭遇高溫限電帶來的沖擊，工業增速短期大幅下降，但工業經濟運行仍然具備較強韌性，擁有較大回旋余地，基本面仍然保持健康平穩。下一步，要繼續高效統籌疫情防控和經濟發展，認真貫徹落實黨中央、國務院和省委、省政府決策部署，落地落實“更快速度推動工業恢復”的工作要求，搶進度、補欠賬、找增量，全力以赴推動工業經濟加快回升。
三、供需受挫交易量價齊升 水電回暖依舊承壓——9月四川電力市場研究報告
四川電力市場9月需求端由于突發事件受到抑制，供給端受到來水不及預期及水庫回蓄影響，供需作用因素對沖之后，表現出供給吃緊的情況；集中交易與萎靡的供需形勢相反呈現出參與度高、活躍度高、成交價高的“三高”特征。10月水電發電能力基本恢復，水庫回蓄仍有壓力，電量供需形勢矛盾基本得到解決。
9月市場供需形勢回顧
1、全省用電需求端因極端事件受到重創。受極端高溫氣候的影響，8月下旬四川省大工業限電停產，甚至居民、寫字樓也部分限電，直到8月30日起才開始逐步恢復大工業、一般工商業正常供電。屋漏偏逢連夜雨，極端高溫天氣剛過，四川疫情由零星爆發變得嚴重，尤其占據全川總用電超1/4的成都在9月1日下午開始全市靜默，到9月19日零時起全市才有序恢復生產生活秩序。此外，9月5日四川甘孜瀘定縣突發6.8級地震，致使部分區域用電負荷受到影響。以上三個事件均對9月全川用電情況造成了重創。2、來水不足，火電保供滿發盡發。9月，用電需求下降是主基調，四川全社會用電量受限電、疫情影響較8月大幅下降，降幅預計超15%；網供用電量（不含二灘留川，下同）環比也出現大幅下降，降幅30%左右。由于用電需求受挫、來水緩解，外購、留川電量均環比出現下降，外購電量降幅更超五成。從網供電量組成來看，9月前期因來水不足，火電滿發盡發，水、火、外購占比約為5:3:2；中期疫情停工停產帶來負荷大幅下降加之來水逐漸增多，水、火占比提升至8.5:1.5；后期生產生活恢復，負荷升高，水庫回蓄工作如火如荼，新增的負荷由火電頂上，網供水火占比又跌至約7:3。3、主水庫逼近死水位，回蓄壓力大。從主要水庫消落情況看，由于8月高溫、干旱，致使主水庫水位一度逼近死水位，9月水庫主要以回蓄為主，截止9月底，僅亭子口和紫坪鋪達到計劃消落水位，寶珠寺和瀑布溝水位還在計劃消落水位以下。
9月四川月內集中交易回顧
1、集中交易成交量、價齊升，主體參與熱情高漲。9月共開展5輪月內集中交易，較8月呈現量價齊升的趨勢。從成交價格看，第一輪交易開始，價格便一路上揚，到第五輪，成交均價更是創下歷年同期之最。從參與度看，與各輪次成交均價一路上漲異曲同工，9月從第一輪月內集中交易開始，買賣雙方參與家數一路上漲，市場主體參與度不斷提高，成交時間密集、交易筆數龐大，市場活躍異常。2、部分交易需求轉戰集中平臺，發用兩側雙邊成交量齊跌。9月發、用兩側雙邊轉讓電量較8月呈現雙降趨勢；雙邊調減電量更是環比出現巨幅下降，降幅約40%。雙邊交易電量齊跌，而集中交易成交電量反而上漲，說明9月有部分電量轉戰到了集中平臺交易，形成了雙邊成交規模下降而集中成交規模上漲的局面。雙邊協商可選對手有限，集中交易平臺參與度高、成交活躍或許可成為賺取價差的又一陣地。3、用電不及預期，調減壓力大是高價格主因。究其原因，需求端受9月極端高溫天氣斷電停工、有序用電及疫情的影響，發電側減持需求旺盛，助推成交量、價上漲；此外，售電公司年度交易策略和代轉直用戶進場也帶來需求變化。供給端則受到有序用電和疫情停工停產的影響，用電量不及預期，手上合約超額，急需脫手。不過，7、8連續兩月用電側政策性免偏差措施給售電公司交易增加了入場博弈的底氣，故而9月交易數據除了本身供需趨勢產生的影響外，還疊加了售電公司對月末結算政策的預期。
10月供需形勢預測
1、用電量環比穩中有升，外購、留川大幅下降。從需求端看，結合基礎數據積累及對今年10月經濟發展情況預期，綜合考慮國慶小長假對用電負荷的影響及結合溫度、濕度等多維度因素形成的獨家電力指數對負荷進行預測，預計10月四川省全社會用電量較9月穩中微升。外購、留川總量將較9月大幅減少，降幅超50%，同比基本持平去年。
2、水電發電能力逐步恢復，水庫回蓄承壓。從供給端看，隨著水電上網同比進一步收窄，供給能力逐步恢復正常，整體呈現出前期吃緊、后期寬松的現象。統調網供上網電量預計漲幅9%左右，其中，水、火、新能源三類電源上網比例約為80:14:6。寶珠寺、亭子口、紫坪鋪和瀑布溝目前水位均低于本就來水較少的去年水平，其中瀑布溝目前水位更是較去年低了超10米。為了應對即將到來的枯水期用電，不難猜測，蓄水工作仍是10月計劃重點。