消费侧绿电交易与碳排放市场分析

前言

随着消费侧电气化水平提升，外购电力排放在用户碳排放中的比重不断增大，企业通过自主采购绿电降低终端碳排放的意愿日益强烈。我国是全球最大的可再生能源生产国，但直接采购绿电的渠道仍存在较多的障碍，同时新能源的各类支持政策与碳市场衔接方面政策仍不清晰。本文以企业实现终端用能低碳化为目标，梳理中国现行的政策及市场机制，分析电力消费侧用户在国内采购绿电的可行路径。

（来源：微信公众号“奇点能源”作者：强彦政 王康）

1

绿电采购需求激增

1.绿电采购是企业降低电力消费间接排放的重要途径

电力生产带来的碳排放占总能源消费排放的40%以上，随着双碳约束日益强化，企业均在寻求降低电力消费带来的间接排放。按照我国目前的政策及市场机制来看，电力消费侧用户要实现降碳，主要有以下四个方案，（1）直接投资分布式可再生能源；（2）采购绿证；（3）碳排放权交易；（4）采购绿电。虽然实现方式比较丰富，但以上每一种方案都具有一定的局限性，比如直接投资分布式光伏需要自身有足够符合建设条件的厂房屋顶。购买绿证存在证电分离的问题，在核算终端实际碳排放时现在基本不被认可。通过碳排放权交易实现中和，只是一种指标对冲形式，不改碳排放的本质。而通过绿电采购实现用电排放，是最接近本质减排的方式，但当前由于新能源较少进入市场交易，用户直接购买绿电仅在广东个别省份有实践。

2.绿电成本的快速下降让实现碳中和的成本快速降低

过去10年，可再生能源的发电成本降幅巨大。根据彭博新能源财经数据来看，全球光伏和陆上风电的平准化度电成本(LCOE)分别下降了85%和60%，海上风电成本仅在过去的五年就下降了60%。未来可再生能源发电成本下降趋势必将持续。因此，光伏和风电成本很快会在一些国家降至甚至低于现有燃煤或燃气电厂边际运营成本。

图1 2020年中国不同发电来源的平准化度电成本

来源: 彭博新能源财经

中国光伏发电目前的LCOE在每千瓦时0.2-0.41元之间，在多数地区已经具备了与新建燃煤发电竞争的能力。叠加此时“双碳目标”推动的影响，用户对电力的来源和属性要求必将发生趋势性改变，对绿电采购的需求必然会在2021年开始逐步上升。但我们在政策机制、市场机制、交易系统等方面显然没有做好充足的准备，这也是构建以新能源为主的新型电力系统需要解决的重要问题。

3. 消费侧用户对完成碳中和目标的诉求逐渐强烈

在双碳目标约束下，越来越多的出口型企业、跨国企业正在努力追求实现净零排放，作为其环境、社会和治理（ESG）计划以及降低碳关税成本的一部分。据New Climate Institute发布的一份报告显示，目前全球范围内已经有超过800家企业确定了碳中和目标，其中有超过50家企业宣布已经实现碳中和。相比之下，国内企业在碳中和方面还处于起步阶段，多数企业还只是停留在官宣阶段，明确提出实现碳中和目标解决方案的企业仍在少数。但显而易见的趋势是，“双碳目标”作为政治任务已经深入到了各大央企、国企的工作之中，预计后续各大央国企及各行业领军企业的碳中和目标都会纷纷官宣并开始落实规划。

2

绿电、绿证和碳市场之间的关系

1.绿证机制存在的问题

现行的绿证体系下，明确绿证是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，绿电的环境属性物理属性是分离的，且二者均有各自的定价机制，即“证电分离”。当前绿证市场交易不活跃，主要因为：一是受价格机制影响，绿证价格较高。目前绿证的价格与国补强度直接挂钩，企业出售绿证后，相应的电量不再享受国补。尤其是规定仅进入国家电价补贴目录的项目才能出售绿证，而这些项目建成时间相对早，成本、价格和补贴水平相对高（128.6-842.2元/MWh），造成核发和挂牌的绿证价格偏高，影响了个人、用电企业采购积极性。二是缺乏激励措施，绿证认购积极性不高。目前，参与绿证自愿认购的企业只有极少数的非电力密集型企业，或者绿色环保意识比较强的大公司，比如加入RE100的跨国公司，从企业战略、绿色发展的角度会主动买一些绿证，又如部分企业出于企业品牌战略考虑也会认购少量绿证。但由于流动性差和其他原因，市场对绿证普遍不认可，同时由于政策衔接问题，在碳市场中绿证也基本不被认为可以作为电力消费侧碳减排的依据。

2.采购绿电是消费侧迈向碳中和的必经之路

图2 绿电、绿证与碳市场关系示意图

绿证存在的各种问题阻碍了绿证机制进一步发挥作用，而通过电力市场交易直接从电力成份上认可绿电使用，相对于证电分离的绿证更具有说服力。从苹果、微软、谷歌、戴姆勒等著名跨国公司碳中和方案中都能看到购买绿电和绿证来降低企业自身碳排放的情况，但主要的还是依靠采购绿电，绿证只是一个补充手段。从这一点来看，消费侧用电大户要想以更加经济的方式实现碳中和目标就绕不开采购成本更低的绿电。

3.绿电交易和碳市场共同作用于新能源的开发

由于额外性等原因，新能源纳入CCER资产开发范畴的可能性较低，绿电的零碳效益不能通过碳资产侧体现，但如果在电力消费侧绿电部分能核算为零排放，可再生能源电力的环境价值也得到了体现。其机制在于碳排放核算能够纳入绿电的贡献，将提升绿电采购需求，在电力市场中使可再生能源电力环境属性溢价进一步提升。如果未来碳资产价格在50元/吨，相对于煤电，可再生能源的环境溢价就有望达到40元/MWh，将有效推动可再生能源快速发展，为“双碳”目标形成助力。

6月22日，2021年度广东可再生能源电力交易正式启动，当天共有4家可再生能源发电企业和7家售电公司参与首日交易，合约周期涵盖7月至12月，成交电量1048万千瓦时，成交价差+18.78厘/千瓦时，相比于国家确定的上网标杆电价，可再生能源发电企业度电增收近2分，这是绿电参与市场化交易首次溢价成交，为未来绿电交易价格谈判提供了有效参考。

3

国内绿电采购现状与趋势

随着更多用电企业希望与新能源发电企业直接开展市场交易购买绿电并支付更高价格，6月11日发改委价格司发布的《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》中明确了新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。该支持政策一方面为绿电全额参与市场交易和后期扩大直购电范围预留了操作空间；另一方面为绿电消纳打开了市场空间。

但在具体实现方面，现在国内绿电采购仍存在障碍。一是在可再生能源法、“配额制”（非水可再生能源电力消纳责任权重指标）的政策机制下，消费侧用户主动购买绿电的途径缺失，目前可以交易的大多是保障小时数以外的少部分电量，二是政策协同方面，用户采购绿电获得绿电消费凭证等证明困难，难以在碳核算时对减排进行认可。

1.绿电交易政策仍需进一步完善

2019年，全国有14个省份或地区针对非水可再生能源开展了电力市场化交易，均为可再生能源发电消纳存在一定压力的省份或地区。随着我国电改的不断深入，山东、广东、浙江也相继发布了绿电交易规则，但这也并不意味着这些省份具备电力交易资格的用户就可以直接买到绿电，因为有些省份的绿电交易是由电网统购统销，核心目的是消纳可再生能源，并非让用户使用绿电，各省现行的电力交易规则无法支撑企业对采购绿电的需求。

2.绿电消纳凭证归属仍需合理化

消纳责任权重机制下的考核主体是售电企业和没有委托售电公司交易的电力用户以及拥有自备电厂的企业，以上主体需要绿电消纳凭证来完成配额考核。由于获得绿电消纳凭存在一定的成本，售电企业无法无偿转移给用户，所以用户买到绿电也并不意味着能拿到绿电凭证，成为当前企业通过购买绿电实现减排的重要障碍。绿电最终是被消费侧用户使用，绿电消费凭证理应由用户获得，或者涉及更加便捷的方式证明用户使用了绿电，如此才能刺激消费侧用户主动采购绿电，依靠市场的内生动力来提高可再生能源的消纳比例，通过供需关系发现绿电的市场价格。

3.浙江绿电交易细则有效引导了绿电消费凭证的归属问题

2021年4月，浙江发改委、浙江省能源局、浙江能监办联合印发了《省发展改革委 省能源局 浙江能源监管办关于开展2021年浙江省绿色电力市场化交易试点工作的通知》，按照年度、多月、月度为周期组织绿电交易（双边协商、集中竞价、挂牌交易），绿电交易结算完成后，浙江电力交易中心根据绿电交易实际结算数据向电力用户出具《浙江绿色电力交易凭证》（以下简称“凭证”），凭证将严格依照结算结果记录结算电量，确保绿色电力绿色属性所有权的清晰和唯一。凭证由省发改委(能源局)监制，交易中心负责凭证发放，凭证用于证明电力用户绿电交易的真实性，不得转让交易。在省内企业用电碳排放指标计算原则制定阶段，《浙江绿色电力交易凭证》主动纳入碳排放指标管理体系，这是迅速响应市场需求的表现。预计自浙江省明确之后还会有更多的省份调整凭证发放的规则，以支撑消费侧用户对采购绿电实现碳中和的诉求。

4

关于推动我国绿电采购的相关建议

针对我国当前绿电采购现状及企业采购绿电过程中遇到的障碍，提出以下几点建议：

1.建议从政策层面进一步理顺绿电交易、非水可再生能源电力消纳责任权重、绿证交易以及碳市场之间的关系，尽快帮助消费侧用户厘清实现电力消费侧碳减排的相关思路；

2.建议未放开绿电专项采购交易的省份尽快发布本省绿电交易的实施细则，降低用户绿电采购门槛，有效促进新能源电力进入交易；

3.建议绿电交易形成的消纳凭证向消费侧用户足额发放，以便于企业碳核算过程中提供绿电使用证明；

4.建议明确碳核算相关认定标准，对电力用户自主采购的绿电及绿证予以认可，以此鼓励用户自主消纳可再生能源电力，有效传导碳市场机制作用，促进能源电力低碳转型。