我国绿电交易的问题挑战及前景展望

随着环境问题日益严重，世界各国都加大了对可再生能源的开发利用，提出能源转型的战略规划。我国也提出了“双碳”目标，致力于构建清洁、低碳、安全、高效的新型能源体系。随着国家对环保的要求日益严格，对用户用能的考核也日趋严格，外贸型企业及外资企业绿色电力消费需求也日益增长；此外，随着新能源装机持续大规模并网，新能源消纳也面临着新的压力，绿色电力交易需求呈爆发式增长。2023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，就进一步完善绿电交易机制和政策，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，更好地实现绿色电力环境价值给出有关要求，扫清了补贴项目参与绿电交易的障碍，发电企业可以在绿电溢价收益和补贴之间二选一。与此同时，绿色电力市场建设过程也暴露出诸多问题，随着市场体系的逐步完善，这些问题将逐一得到解决，未来我国绿色电力市场将迎来广阔的发展前景。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” 作者：程晓春 张辰达）

绿电交易存在的三大挑战

省间-省内适配的绿色电力交易机制

需要进一步完善

目前，全国电力市场“统一市场、两级运作”的框架基本建成，省间市场定位为资源优化配置型市场，省内市场定位为平衡型市场，省间市场交易结果作为省内市场运营的边界条件。但根据《绿色电力交易试点工作方案》《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》《南方区域绿色电力交易规则（试行）》等相关要求，绿电交易采用“省间与省内强耦合、批发与零售紧连接”的交易模式。由于各省省内市场独特的运营特点，绿电交易存在交易组织、交易结算等环节衔接不流畅的问题，绿色电力证书虽然最终能流转至零售用户，但流转过程却相对繁琐，且交易成本过高，建议做好绿色电力市场的顶层设计，同步做好省间与省内市场的衔接。

尚未建立完善的新能源交易价格体系

绿色电力市场建设初期，为引导电力用户通过市场化方式消纳新能源，快速推进绿色电力市场建设，新能源交易以降价交易为主，交易价格未能反映绿色电力的环境价值，难以保障新能源行业的投资积极性，不利于新能源行业的健康可持续发展。随着碳达峰碳中和、构建新型电力系统等战略目标的提出，电力市场体系建设进入新时代。新能源将逐步成为电量供应主体，火电等传统电源将逐步转变为电力供应主体，电力商品价值将逐渐呈现精细化和差异化特性，亟需重构电力市场价值体系。考虑到新能源发电的绿色价值和波动性，新能源交易价格除电能价格外，还应包含其绿色环境权益价格及其应承担的电力系统调节成本。为平抑新能源波动产生的辅助服务费用、容量补偿费用，即为新能源应承担的电力系统调节成本。同时“电-碳”交易尚未和谐联动，制约了价格的真实性。

尚未建立完善的绿电交易市场消费体系

全社会主动消费绿电的意识尚未形成，初期仍需政策激励。现阶段，绿电交易与可再生能源消纳责任权重政策、绿色证书制度之间的衔接机制尚不完善，绿电市场与碳市场的协同机制尚未建立，绿电交易结果难以在能源“双控”、碳核查等领域得到应用。大多数电力用户对绿电交易仍持观望态度，亟需完善相关市场机制、出台激励政策，引导电力用户积极主动参与绿电交易。

绿电供给不足，影响交易规模持续扩大。尽管总体上平价新能源电量可以满足目前的绿电交易需求，但地区间供需不平衡情况严重，绿电需求旺盛的中东部地区供给能力明显不足。考虑到即将到来的20%高耗能电量购买绿电，以及可再生能源消纳责任权重分摊至具体用户的场景，平价新能源电量远无法满足市场需求，亟需引入带补贴机组参与绿电交易。由于我国绿证的国际认可度不高，且部分用户也对带补贴项目环境价值权属存在疑虑，带补贴机组参与绿电交易的意愿不强。此外，“1439号”文件印发后，部分省份将新能源视为重要的优发电源，惜售明显，制约了新能源入市规模。此外，在需求侧，由于消费绿电与碳核查、能源“双控”之间的关系尚不明确，在缺乏实质性激励政策的前提下，用户参与绿色电力交易的积极性尚待挖掘。

新型主体参与绿电市场路径不清晰。随着新型电力系统建设的进一步推进，在发、用两侧，虚拟电厂、储能、电动汽车（V2G）、分布式光伏等新型市场主体将持续大规模接入电网，由于新型市场主体参与电力市场的技术规范等政策尚不完善，新型主体参与绿电市场的路径并不清晰。

服务“双碳”目标的绿电市场展望

“十四五”及今后一段时期是世界能源转型的关键期，全球能源将加速向低碳、零碳方向演进，可再生能源将逐步成长为支撑经济社会发展的主力能源；我国将坚决落实碳达峰、碳中和目标任务，大力推进能源革命向纵深发展，我国可再生能源发展正处于大有可为的战略机遇期。

据国际能源署（IEA）预测，若要达成“双碳”目标，中国在2020～2060年期间，电力行业快速低碳转型的同时用电量将增长130%，2030年和2060年的用电量将分别超过9万亿千瓦时、16万亿千瓦时，其中可再生能源电力比重将从2020年的约25%上升到2030年的40%和2060年的80%。据此可推算出2030年来自可再生能源发电的绿电将超过3万亿千瓦时，与2021年我国新能源年发电量1万亿千瓦时相比，未来9年，可再生能源发电具有巨大的增长空间。多元化、智能化、标准化、市场化的绿色电力市场，是以新能源为主体、以电能为核心的清洁低碳、安全高效的能源供应体系的必要组成部分。

我国绿电交易发展趋势

一是绿电交易周期向长周期拓展。借鉴国外长期购电协议的设计思路，建立风电、光伏项目通过长期购电协议（PPA）参与绿电交易机制。鼓励电力用户与在建、已建发电企业签订5～10年的长期购电协议（PPA），建立促进绿色电力发展的长效机制。考虑到在建风电、光伏项目尚未纳入市场主体，需做好在建风电、光伏项目的市场准入和注册等工作的衔接，健全避险、违约机制及条款，PPA中明确电量、电价机制、支付方式、协议期限、因无法按时并网等因素导致的违约责任等相关合同文本。

二是绿电交易与可再生能源消纳责任权重、能耗“双控”、碳排放等机制有序衔接。推动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；推动参与用能权交易的企业通过购买绿色电力或绿证，在用能权核算中扣减一定比例的能源消费量；推动将发电以外的行业纳入全国碳市场，并在碳核查计算中全额扣减购买绿电带来的碳减排量。

三是市场主体范围进一步拓展，交易模式更加丰富。推动配电网下分布式电源通过聚合方式参与绿电交易的模式逐渐常态化，探索研究基于短期潮流追踪等技术条件下的小时级或更短周期的分散式交易模式，并根据行业发展情况，逐步将海上风电、生物质发电等新能源纳入绿电交易范畴，激发市场活力。

远景展望

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，文件提出到2025年，能源高质量发展取得决定性进展，基本建成现代能源体系。同时明确“十四五”时期我国现代能源体系建设的主要目标为“能源保障更加安全有力、能源低碳转型成效显著、能源系统效率大幅提高、创新发展能力显著增强、普遍服务水平持续提升”。2025年我国必将全面建成一个“机制创新、技术一流、服务优质”的绿色电力交易市场，主要体现在以下四个方面：

市场结构方面：在全国统一大市场框架下，随着全国统一电力市场体系建设工作逐步向前推进，省间交易壁垒被逐步打破，省内-省间市场逐步融合，中长期市场与区域现货市场有效衔接。我国绿色电力市场必将展现出一个顺应电力体制改革潮流、有效承载新型电力系统运行、结构完善、层次丰富的新型电力市场形态；突破电网物理约束，交易能够在多维度、多层次任意开展。

交易机制方面：随着未来电力市场结构的逐步完善、丰富，我国绿色电力市场将建成面向多元化市场主体的，覆盖电能量市场、绿色环境市场、辅助服务市场、容量市场、输电权市场、金融衍生品市场等全方位的电力市场，以及批发-零售市场和谐运作的电力交易机制；形成一种高度自动化的类似“淘宝式”电力交易平台，发用两侧的用户仅简单提出交易需求或由系统自动形成需求后，系统自动拟合匹配发用两侧需求、自动进行校核与计划，将目前交易-计划-运行等业务环节进行一体化封装，大大降低了交易参与、组织难度。

技术支撑方面：全面建成基于区块链技术的智慧能源交易服务平台，支撑海量多元市场主体包括新型小微主体的广泛接入，支撑多元主体批发、零售协同的绿电购买及转让交易，支撑海量用户入市后聚合商进行灵活绿电转让交易的市场结算，实现绿电交易全过程溯源可查、可信、可验，支持绿电减碳量的核定、存证及查询，全方位提升用户绿色电力的获得感。

用户服务方面：用户服务水平将极大提升，主要体现在用户能够“无感”参与交易，市场主体交易需求被极大满足，交易成本、互信成本被降低。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年06期，作者单位：首都电力交易中心