我国绿电交易的进展、挑战及机制探讨 —— 基于北京冬奥会和杭州亚运会用电实践

绿电消纳的范围与能力亟需满足能源转型的需求，如何健全绿电的市场化消纳机制有待进一步研究。

北京冬奥会与杭州亚运会积极响应碳中和管理目标，建立大规模“输送—并网—消纳”一体化新路径推动绿电入京、入杭，构建适用于冬奥会、亚运会的“省域内+跨区域”绿电交易机制，助力实现100%绿色电力供应。

北京冬奥会与杭州亚会运为需求驱动下的自愿型绿电交易机制建设提供了成功经验，同时也对完善我国绿电市场可再生能源消纳责任制（即“配额制”）的实施、激发需求侧活力，最终建立与配额约束相协调的绿电交易机制有一定借鉴意义。

（来源：微信公众号“IESPlaza综合能源服务网” 作者：IESPlaza）

本文在梳理我国绿电交易发展历程的基础上，分析当前绿电交易机制存在的主要问题，并借鉴北京冬奥会与杭州亚运会的绿电交易经验为完善我国绿电交易机制提出建议。

我国绿电交易发展

演进过程及其成效分析

▌绿电交易发展演进过程

绿色电力（简称“绿电”）是指利用清洁能源（如风能、太阳能、生物质能等）生产且过程中零（或趋近于零）二氧化碳排放的电力。

绿色电力交易指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，各市场主体经地方政府主管部门批准进入市场，依照绿电“优先组织、优先交易、优先结算”的原则，通过电力直接交易或电网企业代理购买的方式，利用交易平台竞（加）价并生成绿色电力交易合同、消费结算凭证（绿证）的市场交易。

通过以上定义界定，绿证可作为绿电交易的消费凭证，绿证交易的开展也成为绿电交易的起源。

为推动能源消费结构和产业结构绿色化转型、提高社会可再生能源消纳能力，2017年1月国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，标志着我国绿证交易机制的确立。

2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，要求依据各省级行政区域的电力消费情况确定可再生能源电力消纳责任权重。

以此为契机，配额制下的绿证交易制度改革进一步深化，但受市场制度不完善、交易激励不足等因素的影响，绿证交易试点市场并不活跃，可再生能源消纳目标难以达成。

与此同时，我国可再生能源发展持续向好，装机规模稳步扩大，部分跨国公司和外向型企业也因面临产品生产的碳排控制要求而不断提升绿电使用需求。面对配额约束、供求增长与市场机制缺位的矛盾，绿电交易应运而生。

2020年12月和2021年6月，浙江和广东开创性展开直购与代购绿电交易试点，首笔绿电成交量分别达到1400万千瓦时和245万千瓦时。

随后，《绿色电力交易试点工作方案》正式通过，绿电交易于2021年9月7日在全国范围内全面启动，共17个省份259家市场主体参与首场绿色电力交易，达成交易电量79.35亿千瓦时，折合节约标准煤244万吨、减少二氧化碳排放607万吨，成交电价与当地电力中长期交易价格存在约0.03-0.05元/千瓦时的差值，表现为绿色电力价格除基础“电量价格”外的“环境价值”。

同时，国家持续完善绿电交易机制顶层设计，陆续出台《促进绿色消费实施方案》《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》和《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，旨在刺激社会绿电消费潜力、提高配额制下绿电市场化消纳水平、着力促进能源绿色低碳转型。

2022年2月和5月，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》和《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》的相继试行，明确了“证电合一”的绿电交易模式、交易程序和规则，推动了区域绿电交易实践。

2021年9月至2022年9月期间，累计达成交易电量200亿千瓦时，但与总市场交易电量38889.3亿千瓦时相比仍占比较小，绿电交易仍处于试点阶段。

▌绿电交易市场发展成效

目前，我国交易绿电来源于风力、光伏等可再生能源发电，后期范围可逐步扩大至符合条件的水电等其他电源。

绿电交易作为一种特殊的电力中长期交易，在现有的交易机制架构中表现出电量交易为主、优先组织结算、证电合一、环境溢价的特点。“十三五”时期以来，绿电供给和需求持续增长，结合发电成本随技术进步逐年下降，进一步提高了绿电的市场竞争力。

供给方面：近年来，我国绿电供应能力大幅提升，可再生能源发电的装机规模均取得巨大飞越。

其中，可再生能源发电累计装机容量保持着每年约10%的增速，至2021年已达到10.63亿千瓦，占全部电力装机的44.8%；风电与光伏发电累计装机规模连续多年稳居世界第一，且后者增势更为迅猛，至2021年光伏发电累计装机规模已是2016年的4倍（如图1所示）。

可再生能源发电量同样稳步增长，2021年在社会总发电量中的占比已达29.7%；“十三五”期间，风电与光伏发电量分别实现了从2410亿千瓦时到6556亿千瓦时、从662亿千瓦时到3259亿千瓦时的跨越式增长（如图2所示）。

在“双碳”目标的指导下，根据“十四五”可再生能源发展规划预期，至2025年我国风电和光伏发电量将实现翻倍，至2030年二者发电总装机容量将达12亿千瓦以上。

发电成本方面：得益于可再生能源发电技术进步和以《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》为代表的政策激励，平价或低价风电、光伏发电上网试点项目持续推进，度电成本持续走低。

2021年，陆上风电和光伏发电的平均度电成本较2012年分别下降48%和70%，部分风电和光伏发电已基本实现与煤电平价。“十四五”期间可再生能源发电装机将以平价项目为主，预计增长速度为每年1.1-1.2亿千瓦，相应发电增量约为1300亿-1400亿千瓦时。

“风、光电平价时代”的到来降低了市场准入门槛，有利于刺激可再生能源投资，对绿电市场建设和绿电交易机制完善提出更高要求。

进一步促进我国绿电交易

面临的主要挑战

相较于技术进步带来的供给稳步增长，绿电需求增长具有更强的不确定性。

一方面，我国绿电需求同时受到外部约束和内生动力的影响，存在巨大潜力：就外部约束而言，国家对各省份可再生能源消纳责任、高能耗型企业绿电消纳比率和能耗约束为绿电交易提供刚需；

而内生动力方面，部分传统企业需要利用绿电使用率的提高推动自身产业转型升级，外向型企业和跨国公司也需要利用绿电生产的产品来避免碳税，进而提升产品国际竞争力、塑造企业绿色形象。

另一方面，目前我国绿电交易运行仍以“自愿交易”为主，在需求激励型政策不足的前提下，用户自发性绿电购买需求的增速与供给增速相比存在较大差距。

现有机制下，绿电市场与可再生能源消纳机制的耦合较弱，导致省域绿电配额未能通过市场化方式完全消纳，进一步形成供需矛盾。

基于上述绿电市场现状及供需分析可以发现，进一步促进我国绿电交易面临的主要挑战来源于有效需求的不足，主要表现为我国绿电交易潜在需求向有效需求的转化存在障碍，企业绿电购买“刚需不足”，进而可能导致绿电市场供过于求持续存在，绿电的环境价值难以体现，最终影响绿电交易机制的正常运作。

主要挑战具体分解为以下四个方面：

1）绿电供应的稳定性和灵活性有待提高，以“储能”为代表的需求侧响应工程建设有待加强。以风电与光伏发电为代表的绿电生产易受自然环境影响，具有“随机性、波动性和间歇性”的特点，绿电稳定并入常规电网的难度增加，也对电力系统灵活调节性提出更高要求。

目前我国需求侧响应工程建设方兴未艾，新型储能、虚拟电网和源网荷储一体化等仍有待发展和技术突破，绿电系统调峰能力存在不足，导致绿电“调节性”市场机制对于可再生能源发电消纳贡献较弱。

2）区域风能、太阳能资源分布不均衡导致供需错配，跨区域绿电交易尚存壁垒。目前，我国海上风电发展尚未成熟，绿电供给主要来自风、光资源丰富的“三北”和西南地区大型清洁能源基地，而绿电需求则主要集中于经济交互性强、各类产业集中度高的东部地区，导致供需错配，对跨区域绿电交易发展提出要求。但跨区域绿电交易仍面临较多约束条件：

一方面，绿电交易的现货市场尚未形成，中长期电力交易合约无法解决省域时段性绿电供需不平衡的问题；另一方面，各省可再生能源电力消纳责任权重及内部消纳情况的不同增强了跨省域绿电交易的不确定性，在价格和售电量协调等方面均存在较大困难。

3）绿电的环境属性尚未形成广泛认知，“电—证—碳”市场之间的衔接薄弱。实际绿电交易中，“证电合一”的绿电市场交易与“证电分离”的新绿证交易同时存在，为用户提供交易选择的同时也造成了一定的混乱。在全国统一电力大市场尚未建设完成的背景下，两者的关系仍需进一步理顺。“电—碳”衔接方面，企业碳排放核算过程中仍存在将绿电归作间接碳排放源、进而导致环境价值被重复支付的情况，影响企业绿电消费的积极性。

4）基础“自愿型”绿电交易市场背景下，可再生能源电力消纳责任制与绿电市场耦合度低。当前，我国绿电消纳配额落实考核以省级行政区域为主体，由电网公司完成消纳保障，实际消纳责任权重未能分解落实至售电公司和终端用户，导致绿电交易并不活跃，绿电交易仍以依靠用户“主观能动性”的自愿型交易为主。而该类交易的用户范围有限，目前集中于部分外向型企业和跨国公司，对高能耗企业绿电消费的激励有待提高，市场交易规模亟需稳步扩大。

需求驱动的绿电交易机制探讨：

以北京冬奥会与杭州亚运会为例

基于以上分析，为解决绿电交易的有效需求不足这一核心问题，现将从需求驱动角度对绿电交易机制可能的优化方向进行探讨。其中，可再生能源电力消纳责任制的确立为绿电交易提供了一定的刚性需求，但受当前落实机制的影响，配额制对绿电交易的促进作用有限，另配额如何进行省域内的“再分配”仍需大量实践，本文在此暂不讨论。北京冬奥会与杭州亚运会作为“自愿型”绿电交易的典范，通过创新交易机制刺激用户绿电消费，顺利完成弹性、潜在需求向刚性、有效需求的转化，为需求驱动下绿电交易机制转型提供了一套可行方案。

▌北京冬奥会与杭州亚运会需求驱动的绿电

●交易机制创新

1）建设低碳能源远距离输送项目，保障大规模绿电安全、稳定、灵活供应。绿电供应的安全、稳定、灵活是市场化交易的前提。

北京冬奥会与杭州亚运会分别以实现“100%绿电满足奥运场馆及其配套设施常规电力消费需求”和“亚运会100%全电量绿电供应”为目标，通过建设低碳能源项目开辟“输电—并网—消纳”一体化路径，满足大规模绿电需求。

北京冬奥会依托张北柔性直流电网试验示范工程（简称“张北工程”），充分利用张家口可再生能源示范区内丰富的风能与太阳能储备，以张北县与康保县两地换流站为“送端”，将绿电通过张北柔性直流电网输送至丰宁“调节端”与北京“受端”进行储能或消纳，满足100%绿电使用需求。

张北工程结合冬奥会电力运行保障指挥平台对数据的观测、追踪，将张北新能源基地、丰宁储能电源与北京负荷中心联系起来，利用风电、光电与储能之间的形式转换实现多能互补协同运行，完成输电、并网和消纳一体化的同时，增强电力系统的灵活性，保障冬奥场馆电力的稳定供应。

该工程最终可满足6800-7590兆瓦可再生能源装机的外送和消纳需求，每年可将141亿千瓦时的清洁电能输送至京津冀地区，节约标准煤490万吨，减排二氧化碳1280万吨。

浙江考虑到自身能源资源禀赋，坚持亚运会绿电“既要从远方来，也要从身边来”的原则，以西部地区跨区域绿电输送为主要供给源、省内光伏发电站为中坚供给源。

其中，来自青海、宁夏、甘肃的风电和光电利用±800千伏特高压宁夏灵州换流站、宁夏宁东换流站等完成换流，再通过特高压直流输电工程等“西电东送”大通道输入浙江，与省内136个本地分布式光伏协同实现亚运场馆等的赛时全绿电供应。

国网为保障绿电灵活柔性稳定供应，在杭州萧山泛亚运区内新增大型储能站，同时主动对接每个场馆的用电需求，根据亚组委确定的每个场馆的保电重要性等级，累计建设164个电力配套项目、6座变电站，站内集六大直流源、网、荷、储于一体，成功实现绿电“即插即用”。

2）政企协同破除跨区域绿电交易壁垒，建立“省域内+跨区域”绿电交易机制。

北京冬奥会与杭州亚运会综合考虑绿电交易多方利益主体，分批次确定省域内及跨区域绿电市场参与主体，并对交易价格确定、交易执行、交易结算和交易监管进行明确规定，创新性建立了政企协同参与的“省域内+跨区域”绿电交易机制，实现了绿电的市场化消纳。

跨区域绿电与省内绿电的同时参与、公平竞争也破除了跨区域绿电交易运输通道不畅、政策支持参差等交易壁垒。

北京冬奥会中，北京、冀北地区符合绿证发放条件的可再生能源发电企业作为售电方，省级电网企业作为购电代理方参与绿电交易，双方通过“竞争性”协商形成电厂侧上网电价。

各市场主体通过北京电力交易平台（跨区域绿电交易）或首都电力交易平台（省域内绿电交易）参与具体的交易执行与结算，要求以月为绿电交易和清算单位，依次完成发电企业申报协议电量和电价、购电代理方确认、北京电力交易中心安全校验并出清三个步骤。

同时，交易平台每月会依据冬奥场馆绿电交易的峰、平、谷电量及价格信息开展交易红利测算，充分发挥市场的自我调节作用，促进绿电消纳。

为保障冬奥场馆的100%绿电供应，冬奥场馆绿电交易暂不执行偏差结算，即依据用户侧需求量按原交易价格、等比例调增或调减风电、光电企业交易电量。

奥运期间所有场馆共通过市场化交易消耗绿色电力约4亿千瓦时，节约标准煤12.8万吨，减少二氧化碳排放32万吨（WMO，2022）。

以冬奥绿电交易助力碳中和为蓝本，杭州亚运会绿电交易也在《杭州亚运会绿色电力交易行动方案》的指导下有序开展。

参与本次绿电交易的售电方主要为浙江、青海、宁夏、甘肃符合市场准入条件的光伏、风电企业，电力用户主要包括61个亚运赛事建筑（57个亚运场馆、3个亚运村、1个MOC），省电力公司进行统一代理购电，各市场交易主体通过e交易平台参与绿电交易。

交易结果发布后，由浙江电力交易中心负责对接北京电力交易中心组织电力交易合同签订，具体的价格形成机制和交易流程与北京冬奥会绿电交易机制一致。

目前，所有场馆均已纳入绿电交易范围，省内分布式光伏首次参与交易电量470万千瓦时，减碳2500吨；截至2022年3月，累计绿电交易量达到2.22亿千瓦时，已结算1700万千瓦时，减少二氧化碳排放约9000吨，亚运会期间预计绿电交易规划将达3亿千瓦时。

3）引领企业绿色消费转型，促进“电—证—碳”衔接观念的形成。北京冬奥会与杭州亚运会以“碳中和”为出发点实行的低碳管理具有巨大的示范效应。

一方面，“省域内+跨区域”绿电交易机制的完善进一步凸显绿电消费是碳减排重点措施之一的地位，有利于更充分地调动企业和居民的绿电消费主观能动性，扩大以自愿交易为主的绿电市场规模。

另一方面，建立“竞争有序、价格低廉”的绿电交易市场是实现绿色电力环境价值、扩大清洁能源消纳、破除能源“不可能三角”的可行路径，北京冬奥会与杭州亚运会的成功实践为未来配额制下大规模、跨区域绿电交易的进行提供经验。

同时，北京冬奥会与杭州亚运会在绿电交易中统一采取“证电合一”的交易方式，电力用户在购买绿电的同时自动获得绿色电力消费凭证，促进了“电—证”市场衔接；

冬奥会与亚运会的低碳实践让绿电交易作为“碳减排”手段、核证自愿减排量（CCER）捐赠作为“碳抵消”手段，首次同时在我国的大型综合低碳管理项目中出现，其对于绿色电力“低碳”性质的强调也将大幅提升社会对建立“电—碳”衔接机制的重视程度。

这有利于避免企业碳排放核算中绿电的“环境价值”被重复支付的情况，促使绿电交易市场与以CCER交易为代表的碳交易市场的联系将更加紧密。

综上所述，北京冬奥会与杭州亚运会锚定绿电有效需求转化，在利用低碳能源远距离输送项目保障绿电稳定灵活供给的基础上，创新性设计了“省域内+跨区域”绿电交易机制，同时兼顾“电—证—碳”市场衔接，最终市场化实现了100%绿电供应的目标，具体如图4所示。

▌北京冬奥会与杭州亚运会绿电交易对比

通过以上分析可知，以绿电交易为代表的低碳能源建设在助力北京冬奥会和杭州亚运会“零碳”目标实现方面发挥了重要作用，展示了强劲的社会示范效应。但在具体设计实施中表现出相似性的同时，二者也存在一些差异。

●共性分析

北京冬奥会与杭州亚运会能够实现绿电市场化消纳的核心在于利用“省域内+跨区域”绿电交易机制创新实现了潜在需求向有效需求的最终转化。绿电交易开展的前提是市场主体的确定，组委会联合政府坚持“100%绿电供应”的目标，综合考虑用户绿电需求及电网建设情况，将相关电力用户分批次有序纳入绿电交易体系，为冬奥会、亚运会绿电交易开展奠定了良好的基础。

与此同时，相关电力公司、交易中心积极参与，在绿电交易主体操作流程、交易实施及清算手段、服务保障措施创新等方面展开了相关研究，经相关政府批准后对用户进行培训，确保绿电市场化交易的稳妥开展。

受北京与浙江自身风、光资源的限制，两次赛事交易的绿电主要来自跨区域的远距离特高压输送，故在实际绿电交易进行过程中，省级电网企业作为代理方代理购电，相关电力交易中心负责对接、交易结果发布与组织电力交易合同签订，确保绿电交易每个环节的规范和责任落实，激发绿电交易市场活力。

●特性分析

杭州亚运会以“100%全电量绿电供应”为目标的绿电交易借鉴了冬奥会需求驱动的绿电交易机制和绿电灵活稳定供应的设计，并在此基础上进行了积极的探索和改进。

绿电交易机制设计方面：与冬奥会相比，杭州亚运会绿电交易机制的创新主要表现在需求转化范围扩大和有效需求服务改善层面。

第一，杭州亚运会扩大了潜在需求的转化范围，将绿色电力用户明确扩展到亚运村及接待饭店、交通场站、物流中心等地的用电设施和亚运保障车辆充电设施；

第二，亚运会绿电交易统一通过e交易平台进行，避免了双平台操作可能带来的价格、程序、数据统计差异，有利于提高满足有效需求的服务质量。绿电灵活稳定供应实践方面，与北京冬奥会相比，杭州亚运会坚持强调绿电“也要从身边来”，大力推动省内136个本地屋顶分布式光伏开发，包括亚运村万人食堂120千瓦屋顶分布式光伏项目，预计年发电量10.8万千瓦时，实现二氧化碳减排57吨；

圆通亚运物流中心1.19兆瓦光伏项目，预计年发电量可达132万千瓦时，减少二氧化碳排放1032吨。与北京冬奥会相比，亚运会绿电供给更加充分地利用了省域内现有电网及运输工程建设情况，促使跨区域绿电与省域内绿电竞争更加充分，为未来其他省市跨区域绿电实践提供了更为普适的经验。

结论与建议

本文总结梳理了我国绿电交易的发展进程、现有政策环境和市场供需状况，通过供需分析阐述了进一步促进我国绿电交易所面临的主要挑战，即我国绿电交易有效需求有待激发，且该问题可具体分解为需求侧响应工程建设有待加强、跨区域绿电交易存在壁垒、“电—证—碳”衔接薄弱和配额制度激励作用薄弱。

面对以上问题，北京冬奥会和杭州亚运会在保障绿电稳定灵活供应、破除交易壁垒和促进市场衔接三方面展开实践，为我国绿电交易机制的完善提供经验。结合可再生能源消纳责任机制的建立背景和未来趋势，现对促进建立需求驱动下“自愿型交易”与配额约束相协调的绿电交易机制提出相关建议如下：

1）完善需求侧响应工程建设，保障省域内及跨区域绿电的安全稳定和灵活柔性供应。保障新能源电力生产规模增长的同时应关注需求侧响应工程建设，借鉴冬奥会与亚运会在柔性直流电网、储能系统协同、源网荷储一体化等方面的探索经验，持续推进以新型储能、虚拟电网和源网荷储一体化为代表的新型电力系统建设。

2）完善跨区域绿电交易机制，引导可再生能源消纳责任制下省域内与跨区域绿电交易市场的衔接。

“配额制”背景下，绿电的市场化消纳需要“省域内+跨区域”绿电交易的协同演进。一方面，要坚持可再生能源消纳责任的合理分配，各省域每年的配额指标应依据其电网规划及实际建设情况、预期消纳情况及整体经济形式合理制定，配合监督约束机制，保障消纳责任由省级政府向下层层落实至实际消纳主体，完成消纳权重的“再分配”；

另一方面，需要设计利于破除跨区域交易壁垒的顶层机制，如省域内、外交易期间保障统一的交易流程和交易服务，实行竞争上网和价格公开等，提高配额制下绿电消费的积极性。

3）政策引导刺激绿色电力消费需求，政企协同实现需求驱动社会绿色转型，催生绿电消费持久内生动力。坚持推进2022年1月国家发展改革委等部门印发的《促进绿色消费实施方案》，有利于从根本上唤醒绿电消费意识，保障绿电的市场化消纳。

可以借助北京冬奥会与杭州亚运会100%绿电应用的契机，在全社会范围内开展绿色用能宣传，着力推动碳普惠机制建设。大型国有企业和行业龙头企业应更加积极承担绿电消纳责任，利用自身示范效应辐射带动产业的能源消费结构转型，力求改变绿电消费以跨国公司和高科技公司为主体的现状，将需求扩展到以高能耗企业为代表的其他企业。

4）积极探索“电—证—碳”市场的衔接及长效发展，促进国内绿证与国际绿证、国内碳市场与国际碳市场的衔接。“电—证”市场衔接方面，应进一步理顺电、证关系，使“证电合一”设计下的绿电交易市场与绿证交易市场互为补充。

“电—碳”市场衔接方面，绿电消费作为企业减排的重要工具之一，应纳入企业碳排核算，同时也要避免绿色电力的环境价值通过绿电交易和碳排放权交易两种形式重复计算。

另外，国内绿证与CCER尚未受到国际社会的有效认可，在保证国内绿证、碳排放权交易市场建设的基础上，加快与国际市场的衔接有利于打破外向型企业与跨国公司的国际低碳贸易壁垒，进而反哺国内绿电市场化消纳。