三问绿电交易

绿电市场的开放，开启了我国新能源市场化消纳的新进程。通过市场手段促进绿色电力消纳，是推动新能源高质量发展、构建新型电力系统的必然选择。

毫无疑问，绿电市场的启动意义重大，影响深远。但机制创新之路从无坦途。尤其是在转型与改革加速推进、动态调整的当下，每一项创新机制都需要在不断的实践中持续完善。在未来前行的路上如何激活绿电市场的驱动力？如何建立市场长效机制？本刊记者专访了北京电力交易中心的专家，逐一分析绿电交易面临的问题与挑战。

（来源：中国电力企业管理 作者：翁爽 本文刊载于《中国电力企业管理》2022年04期，作者系本刊记者）

供给不足还是需求乏力？

从当下来看，绿电交易规模增长乏力的原因在于供应受限。

在试点阶段，我国参与绿电交易的主要是平价风电和光伏。一些带补贴的风光机组如果参与绿电交易，参与交易的电量需要放弃补贴。选择平价风光项目电量作为绿电交易的标的，可以保证用户购买的绿电在国际上广受认可、没有争议，从而使我国的绿电消费更有效地与国际接轨。

但我国新能源刚刚步入平价时代，新增平价项目少、规模小，影响了绿电交易的供给能力。同时资源与需求不匹配，绿电需求较大的东部地区，其本地平价新能源项目稀少，而资源丰富的西北和东北地区，则面临需求不旺的局面。为了满足用户需求，浙江省的部分分布式新能源进入了绿电市场，但由于分布式项目本身并未纳入我国绿证核发范畴，与其交易的用户无法取得绿色电力证书。随着试点的逐渐深入，未来国家可能会将水电、生物质等更多清洁电源纳入绿电范畴。“随着平价风光项目的逐渐增长，今年年底或明年年初绿电市场供应不足的情况将得到改善。”北京电力交易中心专家说。

从长远来看，绿电市场需求潜力的挖掘需要更加强有力的政策加持。当前，我国绿电交易以自愿交易市场为主，一些用户对于这种新的交易品种仍持观望态度。从国际经验来看，绿电市场的起步，往往与可再生能源配额制绑定，在配额制的主导下，承担配额义务的市场主体均需要完成相应的新能源消纳目标。与配额制结合的强制交易市场将进一步激发用户消费绿色电力的主观能动性。

当前，“可再生能源电力消纳责任机制”已正式实施两年多。尽管从原则上用电企业负有消纳责任，但由于用户消费绿电的渠道非常有限，因此可再生能源消纳责任权重一般通过电网公司保障消纳完成，以省为主体进行指标考核，并没有把责任权重真正分解到终端的用户和售电公司，这不利于激发企业自主消费绿电的积极性。最近，国家发展改革委等七部门联合出台《促进绿色消费实施方案》，其中提出“建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重。”但上述政策的真正落地仍需要执行层面的具体细则出台。

作为一项引导新能源消纳的政策，我国可再生能源消纳责任权重缺乏约束性的罚则，对于市场主体完成考核没有形成足够的压力。在缺乏配额制强制加持的情况下，市场很难产生大规模的绿电需求，这也是绿证市场始终无法活跃的原因之一。

尽管当前绿电供给有限，但从今年开始，平价新能源的建设进入快速通道，据估算，“十四五”期间新能源装机每年将增加1.1~1.2亿千瓦，这其中绝大多数都是平价项目，所对应的发电量大约每年新增1300~1400亿千瓦时，这将远远超过用户自发购买绿电的需求，倘若缺乏强制配额等激励性政策，可能导致绿电交易市场严重供大于求，绿电价格可能下跌，环境价值无法体现，绿电机制难以维系。因此，绿电市场亟需用户侧激励性政策出台，推动高耗能等企业参与绿电交易，使绿电市场的供需保持动态平衡。

市场的供需主导着量价。但绿电价格有其特殊之处——其价格包含电能量价格和环境溢价。环境溢价如何评估，在当下并没有明确的界定。

从试点成交价格来看，绿电价格较当地电力中长期交易价格，增加了0.03~0.05元/千瓦时。这是基于去年9月之前的中长期交易价格的比较。《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）出台后，多数地区燃煤电价顶格上涨，绿电价格也因此同步上涨。在燃煤电价上涨后，绿电价格平均较原基准价上涨0.06元/千瓦时，涨幅最高时大约较原基准价上涨了30%。

在现有的机制下，高出标杆电价的部分，暂可看作绿电环境价值的体现。但在实际交易中，绿电交易价格的变化会受到供需关系的影响，环境溢价的变动较大。如去年年末，电力供不应求，绿电市场价格便“水涨船高”。但煤电价格上浮，是基于电煤价格大涨，运行成本的上升，绿电在无运行成本上升的压力下同样跟随上涨价格，是否具有合理性？但如绿电价格不上浮，则环境价值无从体现。实际上，在1439号文出台后，煤电价格的涨幅已经高于绿电价格，绿电价格已略低于煤电价格。如果考虑到环境溢价的体现，理论上绿电的价格涨幅应该超出煤电涨幅；但价格上涨过高，将影响用户购买绿电的积极性，造成绿电市场“有价无市”。

记者在采访中了解到，目前的电力市场体系中并没有一个成熟的市场来提供环境溢价的参考。无论碳市场还是绿电市场，都刚刚起步，价格并不稳定，也不一定反映了市场真实的减排成本和绿色价值。因此目前的绿电交易只能暂时交给市场主体协商，根据供需来决定价格，需要在市场运作一段时间后，逐渐找到绿色价值的合理区间。

省间市场如何破题？

绿电供应和需求在空间上的不匹配，是限制绿电交易规模、影响绿电市场活跃度的另一大因素。从试点情况来看，省内与省间交易的比例大约为3∶1。从交易价格来看，由于西北、东北等地区新能源价格便宜，即便叠加了输配电价，其落地价格也与省内绿电价格水平相当。绿电资源匮乏的北京、上海、浙江、江苏等地，在首批交易中都从外省购入了绿电。

4月18日，北京电力交易中心针对绿色电力交易市场主体发布了交易意向的调查问卷，其中针对用户侧提出了绿电交易省内购买和省间购买的意愿调查。“我们设计调查问卷，并非仅仅着眼于当下，同时也关注到5~10年甚至更长远的供需情况。随着‘双碳’目标的推进，新能源毫无疑问将快速增长，未来就地平衡的难度会越来越大，本地无法消纳的电量，必然需要大量地进入市场并向外省外区送出。如果用户有意愿参与省间交易，我们将进一步优化省间交易组织模式，从而满足用户需求，扩大绿电交易规模。”北京电力交易中心专家说。

但开展绿电省间交易面临两大问题：一是可再生能源消纳责任权重政策给各省份设置指标，部分新能源大省存在惜售新能源的情况；二是各省电力供需面临不确定性，需要考虑到送出省面临时段性的平衡紧张、无电可送的情况。

近期出台的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）要求，“有序推进跨省跨区市场间开放合作。建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。”记者了解到，初期由电网企业汇总省内用户绿色电力交易需求，跨区跨省购买绿色电力产品；结合电力市场建设进展和发用电计划放开程度，后续将研究建立多元市场主体参与跨省跨区交易机制，有序推动发电企业与售电公司、用户参与省间绿电交易。

绿电机制如何协同推进？

在推进“双碳”目标的政策框架中，我国现已存在绿证交易、绿电交易、碳市场三种促进能源绿色低碳转型的市场机制，三者之间需要进一步加强市场机制方面的衔接。

绿电交易以实际消纳新能源为导向，用户通过参与交易履行消纳责任，随交易执行同步完成绿色价值向用户转移。绿电交易开启了我国绿证与物理电量捆绑交易新模式，有益于促进新能源电量的物理消纳，其组织方式和流程更有利于与国际认证接轨，满足外向型用户需求。绿证交易则以绿色环境权益为导向，强调绿电环境权益的归属关系。绿证作为权证类交易，可为市场主体履行可再生能源消纳责任提供补充手段。

《绿色电力交易试点工作方案》要求“建立全国统一的绿证制度”，国家能源主管部门组织国家可再生能源信息管理中心，根据绿电交易试点需要批量核发绿证，并划转至电力交易中心，电力交易中心依据绿电交易结算结果将绿证分配至电力用户，即“证随电走”。

“证电合一”和“证电分离”，哪种机制更优，业内所持观点不同。到目前为止，我国绿证实际交易仅192万张。此外，当前国际上绿证核发机构众多，绿证的种类来源多样，绿证互认的难度也比较大。

绿电与绿证并不是非此即彼的关系，“证电分离”与“证电合一”也没有绝对优劣。无论是发电方还是用户方，都可以根据自身的需求做出选择，二者是互补而非对立关系，两种模式可以在各自合适的场景下发挥作用，共同丰富我国绿色价值市场化交易的品种。但在绿证、绿电、CCER等交易机制并存的情况下，需要注意避免绿色价值的重复售卖。

“为了实现绿电交易的全程可追溯，北京电力交易中心在电力交易平台引入区块链技术，充分发挥区块链多点共识、防篡改、可溯源等特性，完整记录绿电生产、交易、传输和消费全生命周期数据等全链条信息，为企业提供权威可信的绿色电力消费认证，同时也为防止绿色环境价值重复销售或计量提供了强有力的技术保障。”北京电力交易中心专家表示。

碳市场是另一项促减排的重大机制，绿电市场与碳市场两套机制在释放环境价值信号方面有着共同性。企业用户消费绿电，其碳排放相应地就会减少，应在碳核查时充分考虑到企业消费绿电的因素，对这部分予以合理抵扣。随着石化、化工、建材、钢铁、有色金属等行业陆续进入碳市场，如果碳市场能够从机制上充分认可绿电的减碳价值，使二者形成有效衔接，企业对于绿电消费更有动力，将大大促进绿电市场需求。《促进绿色消费实施方案》中也提出，“加强与碳排放权交易的衔接，结合全国碳市场相关行业核算报告技术规范的修订完善，研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性。”

推动绿色电力的消费应加强顶层设计，与我国绿证市场、碳市场等政策机制做好衔接，确保绿色环境权益的唯一性，协同推动绿色转型。未来可再生能源消纳责任权重制度、绿电交易、绿证交易和碳市场应系统推进，将绿电交易实现的减排效果核算到相应用户的最终碳排放结果中，进而激励更多的企业参与绿电交易，促进电-碳市场协同发展，形成强大合力，共助“双碳”目标的实现。

绿电交易不仅是促进我国新能源发展的制度创新，也将助力我国企业突破碳关税等国际贸易壁垒，提升产品竞争力。目前，北京电力交易中心已启动了绿色电力交易国际标准的立项和研发工作，力争使我国绿电交易与认证的方案获得国际认可，助力我国企业在国际市场上更具竞争力，同时提升我国在国际绿色消费领域的话语权和影响力。