绿证系列（二）—英国绿色电力证书介绍
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文/徐争荣
为推动大型可再生能源项目开发以实现政府可再生能源的发展目标，英国自2002年开始实施可再生能源配额制政策，明确指出供电商提供的电力中必须要有一定比例的可再生能源电力，其比例由政府每年根据可再生能源发展目标和实际发展情况确定。同时，引入绿色证书（ROC）交易机制，旨在通过颁发可交易的可再生能源义务证书提高市场分配效率，降低可再生能源生产成本，鼓励技术创新，提高可再生能源的竞争力和成本有效性。配额制为获得认证的项目提供最多20年的支持。
自2002年英国实施配额制和绿色电力证书交易制度以来，英国可再生能源发电量占总发电量比重已由2002年的不到3%，提高到2015年的24.7%（其中生物质发电8.6%、陆上风电6.8%，海上风电5.2%，光伏发电2.3%、水电1.9%），配额制对于促进英国可再生能源发展贡献巨大。
英国可再生能源发电项目收入一般来自于两部分，一部分是需通过参与英国电力市场交易，另一部分可通过绿证交易获得额外收入。2014年英国日前市场交易平均电价为42.02英镑/兆瓦时（约合0.387元/千瓦时），而绿证价格约为44英镑/兆瓦时（约合0.403元/千瓦时），不同发电技术因单位电量核发绿证数量不同，绿证收入有所差异。
配额制由英国能源与气候变化部（DECC）制定，由英国天然气和电力市场监管办公室（Ofgem）监管。Ofgem是全英国能源领域独立的监管部门，负责整个绿色证书交易体系的运行和监管，包括绿色证书的注册、核算、交易；供应商完成配额的审核；每个绿色证书买断价格的设定、年度配额资金的分配与未完成配额供应商的惩罚等。
根据不同发电技术的成本差异，每兆瓦时电力可获得的绿色证书数量不同（见表1），这在一定程度上促进了某些不成熟技术的发展。Ofgem每月向符合规定的可再生能源发电商根据其发电量核发绿色证书，可再生能源发电商可以向电力供应商或交易机构出售绿色证书从而获得电力批发价格之外的补贴，具体价格由交易双方协商确定。绿证有效期为两年，即第一年多余的绿证可以用于下一年度使用。
表1 可再生能源绿色证书兑换计量（单位：ROCs/MWh）
来源：Ofgem
一个配额周期是从当年的4月1日到下一年的3月31日。DECC在每年10月1日公布在下一个配额周期中电力供应商的配额指标。每个配额周期内单位绿证都对应一个买断价格，2002年-2003年周期对应的买断价格规定为每个绿证30英镑（约合0.276元/千瓦时），之后的配额周期内的买断价格随着上一年英国的零售价格指数（RPI）的变化而变化。英国从2002年到2016年各配额周期内的绿证考核指标及买断价格详见表2。
表2 英国单位兆瓦时售电绿证考核指标及买断价格
来源：Ofgem
电力供应商在每年8月31日前按照配额指标和买断价格缴纳费用至买断基金，或在每年9月1日前按照配额指标把与其电力供应量相对应数量的绿证交回到Ofgem，也可以是这两种方式的组合。在9月1日没有达到配额要求的供电商要在10月31日之前缴纳滞纳金，滞纳金金额=少上交的金额×本年度9月1日银行利率×滞纳天数÷360。Ofgem将买断基金中的一部分用于其管理开支，剩余部分在11月1日前按各供电商提交的绿证数量占比返还给供电商。类似的，Ofgem要将滞纳金在下一年的1月1日前按比例返还给供电商。在下一年4月1日前，Ofgem发布年度报告。
英国能源与气候变化部（DECC）每年制定配额比例时，按照所有可再生能源项目绿证预期发放数量的1.1倍进行设定，确保绿证市场处于供不应求状态。由于存在绿证买断缴纳费用返还机制，使得提交绿证的供电商有额外返还收入，特别是绿证完成率较低、买断缴纳费用较高时，返还收入非常可观，激励所有供电商尽可能认购并提交绿证。实际操作中，99%的绿证交易是通过供电商与可再生能源发电商签订绿证认购合同完成，供电商以略低于买断价格的水平从可再生能源发电商购买绿证，并将Ofgem返还的买断缴纳费用按绿证购买数量返还给发电商，这样做的结果是供电商总是以略低于买断价格的水平完成绿证认购义务，发电商也可以确保绿证售出。因此，英国绿证平均成交价格基本在买断价格附近并略低于买断价格，而发电商由于通过供电商间接获取了绿证返还费用，使得发电商实际获得的绿证收入略高于买断价格水平。英国绿证交易制度的独特设计，确保了绿证价格基本等同于买断价格，绿证价格基本相当于可再生能源发电商的固定电价收入部分，有效保障了可再生能源发电商的利益。
图1 英国绿证交易机制示意图
英国绿证交易机制如图1所示，在绿证交易制度下，义务主体要求提交的绿证数量M2和实际提交绿证数量M1的差值部分，需要义务主体缴纳买断费用，买断价格为P1，则买断费用=P1×（M2-M1）；买断费用扣除监管机构运营成本后，按照实际提交的绿证数量比例返还给义务主体，返还机制事实上推高了绿证的实际价值。假设绿证实际价值为P2，在不考虑监管机构运营成本的情况下，则（P2-P1）×M1= P1×（M2-M1）=买断费用，推算可知P2=P1×M2/M1。即义务主体要求的提交量与实际提交量比值越高，绿证实际价值越高。
英国还设定了绿证最低价格保障机制，即如果年度可再生能源发电商的绿证有剩余，表明可再生能源电力市场处于卖方市场，Ofgem可以收购剩余绿证，收购价为30英镑/ROC（约合276元/ROC），这一价格实际上相当于政府确立的绿色证书的最低价格。
2017年以后，新建的可再生能源发电项目无法获得绿证收入，转而实施差价合同制度，上网电价近似于固定电价。
虽然英国设计的绿证交易制度基本保障了绿证价格等同于买断价格，但可再生能源发电项目的另一部分收入，即市场售电收入，受电力市场波动性的影响较大。前几年天然气价格高位时，英国电力市场价格上升势头非常明显，居民电价持续上涨。而英国政府允许供电商购买绿色证书的费用分摊到用户上，使得用户电价中的部分电价来源于购买可再生能源电力。然而，近期天然气价格下降较快，电力市场价格下跌趋势明显，但是绿证价格并不会随天然气价格以及电力市场价格下降而降低，导致用户电费中可再生能源电力支出减少幅度不大，引发了用户的不满情绪，希望减少可再生能源电力支出。受陆上土地有限等因素影响，英国当前和未来可发展的主要可再生能源品种为海上风电。海上风电项目初期投资大，建设周期长，投资风险大。而绿证制度下，海上风电价格依然会受到电力市场价格（主要由天然气发电价格决定）的影响，不确定性依然较大，增加了海上风电项目的投资风险和项目融资的困难，迫切希望减少风险锁定收益。此外，英国政府正在积极推进核电建设，作为提高非化石能源消费比重的重要手段，而核电无法参与绿证交易市场。
基于以上原则，英国政府在《2011年电力系统改革白皮书》中提出从可再生能源配额逐步向差价合约固定电价政策转移。在差价合约固定电价政策下，可再生能源发电项目、核电项目与英国国有公司LCCC签订差价合约，即长期固定电价合同。交易过程中，如果执行电价高于市场电价，则向可再生能源发电企业补贴差额部分。反之，如果执行电价低于英国电力市场平均电价，则发电商需要退还差额部分。这种机制设计，使得电力市场交易价格、支持可再生能源的电费支出要低于绿证制度，用户电价的可再生能源支出部分随之减少。通过在收益方面给予投资者更大的确定性，差价合同能够降低项目的融资成本和政策成本，这显示出英国政府希望为可再生能源的发展提供长期稳定、清晰、预测性强的补贴政策。
2014年起，差价合约与配额政策并行实施，期间新项目可以申请选择两者之一。2017年4月起，配额制不再接受新申请，但会继续为已经获得绿证认证的项目提供最多20年的支持。
除配额制和差价合约机制外，英国政府从2010年4月开始对包括水电、风电和光伏发电等小型清洁发电项目实施固定电价。固定电价针对小型清洁发电厂生产的全部可再生能源电力（包括自用和上网部分）执行。若发电厂将剩余电力输送电网，则上网部分在固定电价水平的基础上额外获得45英镑/兆瓦时（约合0.413元/千瓦时）补偿，以鼓励节能和提高能效。享受小型电厂固定电价的项目无资格参与绿证市场和固定电价机制。
小结
英国的绿色电力证书交易，有着19年历史，强制配额制的实施使得绿证交易得以有效开展。之前讲述的美国绿色电力证书，也是发达国家在推动可再生能源发电行业的丰富经验。这都是值得我国学习和借鉴的地方。
【海南省绿色金融研究院简介】
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