现货环境下的绿电市场化交易机制研究

2020年9月22日，我国提出双碳目标，即我国的二氧化碳排放量力争于2030年前实现“达峰”，到2060年前实现“中和”。2021年3月15日，国家中央财经委员会第九次会议再次提出要构建清洁低碳安全高效的能源体系，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。我国的能源发展战略将新能源提高至重要地位，大力推进新能源开发建设。2022年2月，国家发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，提出完善可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿电交易试点，是促进能源绿色低碳转型的重要市场化手段。

（来源：微信公众号“能源新媒”文 | 陈沪伟 作者供职于国能浙江能源销售有限公司）

实现“3060”双碳目标最明确的指标之一是2030年我国非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能装机要达到12亿千瓦，比当前装机约翻一番。随着新能源行业的快速发展，全国范围内新能源装机容量和发电量快速提高，截至2022年3月底，我国可再生能源发电装机达6.55亿千瓦，其中，风电装机3.37亿千瓦、光伏发电装机3.18亿千瓦。

在市场化交易领域，2021年新能源市场化交易电量达2313亿千瓦时。绿电交易作为新能源市场化交易的重要品种之一，体现了绿电的环境价值，有助于新能源投资成本的回收，促进新能源装机的可持续发展。

绿电交易现状

绿电交易定义

绿电交易是以风电、光伏等绿色电力产品为标的物，电力中长期交易框架下的一类交易品种，用电企业通过交易平台采用竞（加）价方式，购买新能源发电企业的绿色电力，通过交易合同、结算凭证等证明企业在生产过程中使用了绿色电源。开展绿电交易，一方面能有效发挥新能源的绿色属性和环境价值，满足外向型企业使用绿电的迫切需求；另一方面，新能源行业可通过市场化交易获得额外收益，也能积极促进行业的可持续发展。

与绿证交易电证分离、更多体现绿电的金融属性相比较，绿电交易为电证合一、证随电走，开展绿电交易后，用户可获得相应的绿色电力交易证明，绿电的绿色属性与电力捆绑销售，交易形式简单、容易理解和实现。

绿电交易发展历程

为引导全社会绿色消费，促进清洁能源消纳利用，早在2017年国家就发布了可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度（简称绿证交易），新能源企业根据发电量可以申领相应的绿证，各类机构、企事业单位及个人均可自愿认购绿证，一个证书对应1000千瓦时电量。由于绿证出售后，相应电量不再享受国家补贴，而各类机组补贴标准普遍在0.2元~0.6元/千瓦时不等（以浙江省为例），绿证交易市场自推出后一直不活跃。

在绿证交易认购量不高的情况下，企业购买使用绿电的需求却不断提升，欧盟提出产品全过程碳排放控制，跨国企业的总部履行社会责任及碳指标控制等都要求生产过程中一定比例或者全部使用绿色电力。在此背景下，绿电交易应运而生，为有绿电消费需求的市场主体提供了新的电力市场交易品种，又通过交易价格体现了新能源发电的绿色价值。

2020年12月，浙江首次试点开展了电力用户与风电企业的绿色电力试点交易，宁波一家外贸企业和一家风电企业以点对点交易方式成交首笔绿电1400万千瓦时，用户加价1分钱。2021年6月22日，巴斯夫（中国）有限公司与华润集团在广东电力交易中心成交了广东省的首笔可再生能源交易，交易量245万千瓦时。2021年8月28日，国家发展改革委、国家能源局批复同意《绿色电力交易试点工作方案》，9月7日，全国范围内全面启动绿色电力交易，组织的首场绿色电力交易，共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时。

2022年初，发改委、工信部、住建部、商务部等部门研究制定了《促进绿色消费实施方案》，提出进一步激发全社会绿色电力消费潜力。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，发挥示范带动作用，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例。广东2022年可再生能源电力年度交易成交电量6.79亿千瓦时，成交均价513.89厘/千瓦时。江苏2022年年度成交绿电9.24亿度，均价462.88元/兆瓦时。2022年3月25日，浙江省绿电交易年度累计电量突破10亿千瓦时大关，达到10.077亿千瓦时。

2022年2月25日，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》印发，将核发给新能源的绿证与绿电交易衔接起来。新能源的绿色电力上网电量由国家能源局统一颁发绿证，售电公司和电力用户通过绿电交易向新能源企业购买绿色电力，根据绿色电力的交易结算结果，新能源的绿证将划转至购买使用了绿电的企业。至此，新能源参与绿电交易进入了市场模式下的新阶段。

绿电交易特点

绿电交易是中长期交易的品种之一，需要满足中长期交易规则，但由于其发电侧交易主体为风电、光伏等新能源主体，其交易价格体现新能源的绿色属性，因此绿电的交易结算具有独立性和特殊性。

电量交易为主。由于新能源的波动性、随机性和不可预测性，当前绿电交易以电量交易为主，结算周期以年、月为主要单位，且未分解到交易曲线。

优先结算。为了促进新能源的消纳，绿电交易在所有中长期交易品种中具有优先执行和优先结算的特点，即用户在签署多种中长期合约的情况下，将优先执行绿电合约。

证电合一。绿电交易具有物理执行的特点，这也是其发放绿电交易凭证的重要基础，绿电交易量与绿电交易凭证直接挂钩，对于用户可以直接证明其消纳了该部分绿电，不同于绿证交易更多侧重于金融属性，无法直接证明用户消纳了绿电。

绿色权属单独结算。当前绿电交易主要是用户侧加价的交易，较基准价上涨部分交易价格体现了新能源的绿色价值，加价部分通常以单一价格结算由用户直接支付给新能源发电企业。

国外电力市场绿电（证）交易机制

早在2001年，荷兰就率先开展绿证交易，此后美国、英国等20多个国家均实行了绿证交易。美国主要以配额制加可再生能源证书（RECs）交易市场的模式，实现绿电的推广使用。其中配额制主要通过政府对可再生能源电力的市场份额做出强制性规定，并要求配额责任主体（电力用户或电网企业）承担一定量的购买义务，未完成配额义务的责任主体需要缴纳相应的罚款。绿证交易作为配额制的配套制度，配额责任主体可通过向发电企业购买绿证以证明完成配额目标。欧盟主要通过欧盟来源担保证书（Guarantees of Origins，GO）证明电力用户使用的是可再生能源。此外，还有国际第三方组织签发的绿证，如国际可再生能源证书（I-REC）、全球可再生能源交易工具（APX Tigrs）等，I-REC是由荷兰的非盈利基金会I-REC标准（I-REC Standard）核发的一种可在全球范围内交易的国际通用绿证，APX Tigrs是由总部在美国的APX机构核发的可在世界范围内（除北美外）进行交易的国际绿证。

现货环境下的绿电交易机制

新能源绿电电量交易

在绿电交易以单一电量电价交易模式下，假设用户侧绿电合同电量q，实际用电量为Q，绿电合同电价pg，常规中长期合同电价（或超用电价）pc，在不考虑输配电价和政府性基金的情况下，当Q≥q时，用户侧购电费用F=q×pg+（Q-q）×pc。用户侧购买绿电需考虑的主要因素为实际使用绿电需求。假设绿电购电价格大于常规中长期合同价格时，用户购买绿电额外增加的购电成本为Fg=q×（pg-pc）。

绿电电量合同曲线分解机制

当前绿电交易是作为中长期合约的一个交易品种，与绿电消费凭证挂钩具有证电合一的属性，这要求绿电交易电量必须物理消纳执行。随着电改的深入和电力市场建设的推进，全国范围内均在加速现货试点建设，当前，国内现货试点建设主要采用集中式现货市场加中长期金融合约的模式，现货环境下中长期合约主要以金融结算的方式执行。绿电交易的物理、优先执行与现货市场环境下合约的金融结算存在不衔接的地方。

根据国家《绿色电力交易试点工作方案》要求，绿色电力交易的时段划分、曲线形成等衔接现有中长期合同，优先执行和结算，并由市场主体自行承担经济损益[n]。在新能源暂未参与常规中长期交易和现货市场的情况下，例如广东、浙江等省份，市场初期可采取过渡模式，即发电侧仍按单一电量合同交易执行，而用户侧绿电合同的结算将会影响其他交易的执行结算，需将绿电的电量合同进一步分解至各个时段，以绿电合约交易价格在现货市场进行差价结算。考虑绿电的物理执行特性，可在用户侧将绿电的合同电量按典型曲线分解，典型曲线形状可考虑以下两种模式：模式一、采用风电、光伏发电的典型曲线形状将绿电电量分解到各个时段；模式二、采用用户用电典型曲线形状将绿电交易电量分解到各个时段。

假设中长期交易共分为n个时段，时段划分为t1、t2、t3……tn,对应时段的典型曲线电量为q1、q2、q3……qn，该时期内绿电交易合约总量为G，则分解到各个时段的绿电电量G。各时段内将优先结算绿电部分，实际用电中除绿电部分仍按照常规电力中长期交易规则或者现货规则进行结算。由于绿电典型曲线形状与用户实际用电曲线形状不完全匹配，将影响用户签订常规中长期部分合约曲线形状，或可能导致用户因购买绿电而使常规中长期交易合同部分偏差增大。因此当用户侧同时参与绿电交易和常规火电中长期交易时，应结合绿电曲线形状和用户侧用电曲线，确定常规火电交易曲线形状。

假设用户在各交易时段用电预测数据分别为Q1、Q2、Q3……Qn，火电中长期合同各个时段的电量可计算得到。时段n对应的火电中长期合同电价定价为，绿电合同定价为，用户火电中长期合同的购电均价即为。根据此公式便可计算绿电交易及曲线分解对于用户火电中长期交易价格的影响，且应确保用户火电中长期合同的购电均价不低于批发侧购电价格。

算例分析

假设用户A于某月购买了1000万千瓦时绿电，绿电价格为0.49元/千瓦时。当该用户为电价不敏感型生产型用户时，假设每小时生产负荷均为400万千瓦，按照光伏典型曲线分解该绿电合同，该企业需支付的购电费用为1015.6万元，按照风电典型曲线分解该绿电合同，该企业需支付的购电费用为1012.9万元，按照全社会负荷典型曲线分解该绿电合同，该企业需支付的购电费用为1009.3万元。

因此，在现货环境下因绿电的优先结算特性，用户侧购买绿电会增加因发电曲线与用户实际用电曲线不匹配而产生的现货偏差结算的用电成本。为减少用户侧的偏差结算，用户参与中长期交易时也应考虑绿电曲线分解形状，并尽可能将绿电合约曲线拟合用户实际用电曲线。由于绿电交易还涉及绿电消费凭证的发放，现货环境下的中长期合约多为金融性质合同，用户可以不实际执行，存在现货出清结果与绿电合同难以匹配的问题。绿电消费凭证需事后根据用户实际用电量进行确定。

绿电交易存在的问题

绿电交易价格机制需细化设计

通过绿电市场化交易可将新能源的发电投资成本和电网消纳成本通过用户侧合理疏导，为降低并最终取消财政资金补贴创造条件，当前开展的绿电交易属于部分有意愿的用户加价的市场交易模式，证电合一的交易模式与集中式现货环境的衔接，均要求绿电交易结算机制有待进一步优化明确。

此外，当前东部省份现货试点均未纳入新能源参与，无法通过现货市场体现新能源发电成本，绿电交易价格主要参考市场内煤电等其它类型电源定价，企业绿电需求大则进一步拉高了绿电交易价格。而在山西、甘肃等现货省份新能源直接参与现货，企业绿电需求较低，新能源大发的时段往往拉低现货市场实时价格，难以体现绿电的价值。参与分时段中长期交易甚至签订带曲线中长期合同，将是未来推进新能源进一步参与市场的基础。

绿电交易存在地区不平衡性

当前绿电交易需求量大的企业主要分布在广东、上海、浙江、江苏等东部省份，但东部地区新能源资源较少，可交易电量规模较小，绿电交易难以满足当地企业需求。以浙江为例，目前浙江的新能源主要以保障性收购为主，跨省跨区电力交易中新能源主要与火电打捆形式为主。作为电力受端省份，通过跨省跨区渠道购买新能源较为困难。而西北等新能源资源富裕地区，本地绿电交易需求较低，但受制于输电通道和本地消纳需求等约束，跨省区绿电交易规模有待进一步提升。

绿电消费需求有待提升

从全国范围内看，当前绿电交易规模仍有限，绿电交易尚未完全推广，没有形成广泛的社会影响力，参与绿电交易部分企业主要是为了企业自我宣传或对外贸易要求才消费绿电。从年度绿电交易规模看，已成交绿电电量仍大幅小于新能源发电量水平。许多企业和民众不愿意主动消费绿色电力，为新能源的发展买单，仍需要积极有效的宣传引导和政策刺激，提高企业的责任感和民众绿电消费意识。

意见及建议

完善绿电市场化交易机制。当前，绿电交易以双边协商形式为主，在渠道有效的情况下，部分有绿电消费需求的企业难以直接对接新能源企业。建议进一步丰富绿电交易组织形式、逐步拓展交易主体和领域，提供绿电交易需求申报和磋商的平台，及时满足市场需求。

同时，细化绿电中长期分时段交易机制，进一步推动绿电交易与中长期分时段签和现货市场的衔接。

培育绿色电力消费观念。以绿电交易为引领，推动相关政策出台加大对电力用户主动消费绿色电力的激励。一方面强化可再生能源电力消纳责任权重的刚性约束，进一步细化消纳责任权重落实主体；另一方面加强绿电交易与能源“双控”、税收、绿色金融、信用评价等方面政策的衔接，鼓励电力用户主动选择绿 色电力。加强碳电协同机制研究，建立绿色电力交易与碳交易衔接机制，可进一步提升绿电交易规模。

加强绿电交易凭证管理。加强绿色电力交易凭证的管理体系，强化交易凭证发放管理。通过数字化平台建设，和绿色电力交易凭证全生命周期追溯机制，提升新能源数据资源的管理水平，加强绿电交易凭证的国际影响力和认可度。