據悉，近期國家發(fā)改委、能源局批準兩網報送的綠色電力交易試點工作方案，目的在于通過體制機制創(chuàng)新，為市場主體提供綠電交易服務，全面反映綠色電力的環(huán)境價值，通過電力供給側結構性改革引導全社會形成主動消費綠電的共識。綠電交易市場的建立，一方面充分體現新能源電力的綠色低碳價值，推動以新能源為主體的新型電力系統的構建；另一方面為企業(yè)獲得綠色電力提供了普惠性的渠道，能降低消費側電力間接排放，為企業(yè)降低碳市場履約成本和應對國際碳關稅提供了可行路徑。實現綠電的零碳特性在碳市場得到認可，使綠電交易市場以及“證電合一”的綠證成為“電-碳”兩個市場聯動的重要環(huán)節(jié)，從而支撐電力市場高質量發(fā)展和“雙碳”目標的實現。
1、方案主要內容
方案在電力中長期市場機制框架內，在市場主體、交易機制、政策銜接等方面取得了較多實質性突破，根據與相關專家交流，主要內容可總結為以下幾條：
1.綠電產品類別。綠色電力交易特指綠色電力的電力中長期交易，產品主要為風電和光伏發(fā)電企業(yè)上網電量，條件成熟時，可逐步擴大至符合條件的水電。
2. 市場主體。參與綠電交易的市場主體需經地方政府主管部門準入，主要包括電網企業(yè)、風電和光伏發(fā)電企業(yè)、電力用戶和售電公司。初期，售電方優(yōu)先組織平價風電和光伏發(fā)電企業(yè)，平價新能源裝機規(guī)模有限的省份可由本省電網企業(yè)通過代理的方式跨區(qū)跨省購買符合條件的綠電，或由部分帶補貼的新能源項目參與綠電交易，交易電量不再領取補貼。隨著新能源發(fā)展及綠電市場不斷成熟，可根據國家有關規(guī)定動態(tài)調整發(fā)電側入市范圍。初期電力用戶主要選取具有綠電消費需求的用電企業(yè)。后續(xù)范圍可逐步擴大，并且逐步引導電動汽車、儲能等新興市場主體參與綠電交易。
3.建立了多樣的綠色電力交易機制。一是通過電力直接交易方式購買綠電產品：初期主要面向省內市場，由電力用戶（含售電公司）與發(fā)電企業(yè)等市場主體直接參與，通過雙邊協商、集中撮合、掛牌等方式達成交易。二是向電網企業(yè)購買綠電產品，電力用戶向電網企業(yè)購買其保障收購的綠電，省級電網企業(yè)、電力用戶可以以集中競價、掛牌交易等方式進行，省級電網公司也可統一開展省間市場化交易再出售給省內電力用戶。
4.價格形成機制。對于電力直接交易方式購買的綠電產品，交易價格由發(fā)電企業(yè)與電力用戶通過雙邊協商、集中撮合等方式形成。對于向電網企業(yè)購買的綠電產品，以掛牌、集中競價等方式形成交易價格。試點交易初期，按照平穩(wěn)起步的原則，可參考綠電供需情況合理設置交易價格上、下限，待市場成熟后逐步取消。
5.確定了附加收益（交易價格高于核定上網價格的收益）的歸屬。完全市場化綠電產生的附加收益歸發(fā)電企業(yè)；向電網企業(yè)購買且享有補貼的綠電，產生的附加收益用于對沖政府補貼，發(fā)電企業(yè)如自愿退出補貼參與綠電交易，產生的附加收益歸發(fā)電企業(yè)；其他保障上網的綠電，產生的附加收益?？钣糜谛滦碗娏ο到y建設工作。
6.優(yōu)先進行交易組織、交易執(zhí)行和交易結算。綠電交易初期以年度（多月）為周期組織開展。鼓勵市場主體間簽訂多年交易合同。積極研究建立在建風電、光伏項目參與綠電交易機制，鼓勵電力用戶與在建發(fā)電企業(yè)簽訂5-10年的長期購電協議，建立促進綠電發(fā)展的長效機制。交易電量在非現貨試點地區(qū)，由電力調度機構予以優(yōu)先安排，保證交易結果的優(yōu)先執(zhí)行；在現貨試點地區(qū)，為市場主體提供優(yōu)先出清履約的市場機制。綠電交易優(yōu)先于其他優(yōu)先發(fā)電計劃和市場化交易結算。
7.提出了綠電市場與其他相關政策及市場機制銜接的原則。在與其他中長期交易合同銜接方面，非綠電交易合同的電力用戶可以通過市場化方式對原合同進行調整或轉讓；在電力曲線分解方面與其他中長期交易、現貨交易相互銜接，綠電交易優(yōu)先執(zhí)行和結算。綠電交易電量與可再生能源消納責任權重政策銜接，激勵廣大市場主體積極參與綠電交易。綠電交易與碳交易機制銜接，避免電力用戶在電力市場與碳市場重復支付環(huán)境費用。
8.在與綠證銜接方面，綠電交易中提出了“證電合一”的方式。綠電交易用以滿足電力用戶購買、消費綠電需求，并提供相應的綠色電力消費認證。建立全國統一的綠證制度，國家能源局組織國家可再生能源信息管理中心，根據綠電交易試點需要，向北京電力交易中心、廣州電力交易中心批量核發(fā)綠證，電力交易中心依據綠電交易結算結果將綠證分配至電力用戶。
2、方案發(fā)布的重要意義及綠電交易潛力預測
（一）重要意義
綠電交易試點加快，有利于促進綠色能源生產消費的市場體系和長效機制的形成，推動構建以新能源為主體的新型電力系統。其意義主要包括以下方面：
1.探索通過市場手段促進新能源消納。新型電力系統中，新能源要真正成為主體能源，其電量占比要達到50%，而裝機容量更要占總裝機的大部分，可再生能源消納責任權重機制無法長期支撐新能源的更大規(guī)模增長，用市場機制促進其高效消納才是長遠之道，也是未來實現新型電力系統電力平衡的基礎，也只有這樣才符合“公平、開放、有序、競爭”的電力市場改革方向，真正建立具有全局資源優(yōu)化配置能力的電力市場。此次綠電交易試點在兩網同時正式推出，對一些存在爭議的問題提出了有建設性的原則，基本符合各方利益，在新能源電力市場化道路上邁出了重要一步。
2.有利于促進“碳-電”兩個市場聯動，有效提升綠電消納規(guī)模和價格水平。在全國碳市場環(huán)境以及國外碳關稅壓力下，跨國公司、外向型企業(yè)、控排企業(yè)有較強的采購綠電降低企業(yè)碳排放的訴求。方案適時提出建立綠電交易市場，并且提出與碳市場銜接，避免電力用戶在電力市場與碳市場重復支付環(huán)境費用的原則，為消費綠電降低用電企業(yè)排放創(chuàng)造了政策條件。如果綠電交易結果獲得碳市場認可，對控排企業(yè)而言降低了碳市場履約成本，也為外向型企業(yè)降低了被征收碳稅的風險，從而提升了綠電需求，推動新能源電力在綠電市場產生溢價效益。從而建立碳、電兩個市場聯動的橋梁，促進新能源電力消納規(guī)模和投資意愿。6月22日，2021年度廣東可再生能源電力交易正式啟動，當天共有4家可再生能源發(fā)電企業(yè)和7家售電公司參與首日交易，成交電量1048萬千瓦時，成交價差1.878分/千瓦時，相比于標桿上網電價，可再生能源發(fā)電企業(yè)度電增收近2分。這是綠電參與市場化交易首次溢價成交，也為未來綠電交易提供了有效參考。
3.提出了“證電合一”的綠證發(fā)放方式。不同于以往“證電分離”的綠證發(fā)放，方案中綠電交易合同電量實現了綠證發(fā)放的“證隨量走”，綠證發(fā)放機構仍為國家可再生能源信息管理中心，但綠證代表的環(huán)境價值已經并軌到綠電交易的附加電價中，綠證僅成為一種證明，而不是交易的商品。此種“證電合一”的交易模式實現了綠電交易合同和綠色電力證書的一致，保障了用戶綠電產品所有權的清晰和唯一性，從而通過綠電市場同時解決了希望獲得綠電的企業(yè)無電可買、無證可領、無標可依的困境。
4.為解決新能源補貼和新型電力系統基礎設施建設資金提供了新的補充手段。初期，綠電交易市場設置價格上下限，同時可再生能源消納責任權重政策的保駕護航，促進新能源在綠電市場產生溢價（附加收益）的意圖明顯。方案明確電網企業(yè)購買的綠電也可進入綠電交易市場，產生的附加收益用于對沖政府補貼或?？钣糜谛滦碗娏ο到y建設；也鼓勵發(fā)電企業(yè)自愿退出補貼，通過綠電市場的附加收益替代難以兌現的國家補貼或者銷路不暢的“證電分離”綠證。
（二）綠電交易溢價水平和總潛力預測
電力生產帶來的碳排放占總能源消費排放的40%以上，隨著全國碳交易市場啟動，預計未來碳排放約束將日益強化。一方面在電力消費側，企業(yè)均在尋求降低電力消費帶來的間接排放；而另一方面在發(fā)電側，電力市場改革逐步深入之際，新能源企業(yè)也在尋求綠色屬性變現渠道。
碳市場中，按照減排碳資產（CCER）開發(fā)的額外性要求和總體抵消限制，通過CCER對新能源綠色價值進行普遍支持可能不太現實（詳見：關于碳交易市場促進新型電力系統發(fā)展的冷思考），但如果在消費側認可綠電的零碳效果，新能源環(huán)境價值可通過綠電采購，在企業(yè)碳負債側（實際排放）進行體現，從而激發(fā)消費側對新能源電力的購買需求，促進新能源電力溢價。參考全國碳交易市場當前價格，相當于每kWh綠電帶來的減碳價值約0.04元/kWh（按照每kWh火電排放800g二氧化碳粗略測算），只要綠電溢價低于0.04元/kWh，采購綠電相對于在市場上購買碳資產更加便宜，企業(yè)會選擇購買綠電的方式減碳。在一個相對穩(wěn)定透明的市場環(huán)境中，通過電力市場和碳市場的充分聯動，綠電溢價將向碳價趨近。
按照溢價4分/kWh（考慮2030年碳價80元/噸情況下，62.5%的成本向電力市場傳導，對應4分/kWh），2030年綠電交易電量規(guī)模按照12000億千瓦時（約占當年新能源電量50%）測算，在綠電交易市場上附加收益接近500億元。
3、對于一些關鍵問題的探討
綠電交易試點政策的發(fā)布，標志著綠電交易邁出了重要的一步，新能源參與電力市場和碳市場的模式也將發(fā)生重大變化，但是仍有很長的一段路要走，至少以下問題值得討論和完善：
（一）促進綠電零碳效果在碳市場得到認可
綠電交易產生的附加收益主要來源于購買者對綠色價值的認可，而當前對該部分價值的量化體現，主要在于全國碳市場或國外碳關稅對綠電的零碳特性是否認可。然而在我國購買綠電是否能在消費側作為零碳的依據，當前仍缺乏官方依據文件及核算方法，是否被國外廣泛認可也存在問題。在“電-碳”兩個市場沒有互認機制的情況下，能夠接受綠電溢價交易的企業(yè)數量將很少，尤其用戶一般主觀認為電力交易市場是一個打折降價的市場，短期很難接受溢價去購買綠電。
建議推動生態(tài)環(huán)境部門與能源主管部門政策聯動，實現綠電減排效果在碳市場得到認可。未來在進行用戶側電力排放核算時，企業(yè)提供綠電采購證明，可認定對應電力排放為零，這是通過碳價傳導提升綠電購買意愿，實現綠電附加收益的前提。
（二）與可再生能源電力消納責任權重的銜接
可再生能源電力消納責任權重（配額制）為促進各地區(qū)消納可再生能源做出了很大貢獻，但在另一方面也阻礙了可再生能源的跨省跨區(qū)交易，因為為完成配額制目標，很多省份將出現 “惜售”綠電現象。而我國整體新能源分布不均衡，沒有跨省跨區(qū)交易將不利于新能源的全局優(yōu)化發(fā)展。
促進綠電交易市場的發(fā)展，需要處理好與配額制之間的矛盾。配額制的初衷在于通過行政手段解決新能源消納難的問題，但并非是資源配置的最優(yōu)方式。如果放松配額制，在綠電市場充分競爭的條件下，呈現出外省市積極搶購綠電，將是一種雙贏的局面：不但能夠調動全國需求來提高新能源消納比例，同時綠電溢價的充分體現能夠提升送出省份企業(yè)的收益水平。兩相權衡，建議在綠電市場不斷發(fā)展的過程中，考慮逐步放松配額制的地區(qū)考核，以保證全局資源最優(yōu)化。隨著新能源占比更大規(guī)模增長以及電力市場進一步推進，通過配額制消納新能源將逐步過渡到以市場機制為主。
（三）在綠色價值體現方面是“證電合一”還是“證電分離”？
綠電交易市場實現了交易電量的“證電合一”，但未參與交易的新能源電量估計將沿用“證電分離”的綠證發(fā)放方式。針對兩種方式的優(yōu)劣一直存在爭論，這是一個見仁見智的問題，我們認為“證電合一”比較符合我國電力市場和碳市場發(fā)展實際：
1.“證電合一”更接近本質減排的要求，也符合電力系統運行特性
我國綠證機制的建立，主要是彌補國家可再生能源補貼發(fā)放不足的問題，初期規(guī)定僅進入國家電價補貼目錄的項目才能出售綠證，而相應的電量不再享受國補，導致價格水平與國補強度直接掛鉤，綠證價格普遍偏高，個人、用電企業(yè)采購積極性很低，社會整體認可度不高。同時，只購買綠證只是一種指標對沖方式，不改變終端能源排放的本質，從而“證電分離”難以作為終端消費側減排的依據。
綠電交易市場上實現“證電合一”，雖然綠電購買者是否真正獲得售電方的電力流難以證明，但將雙方合同電量視作未發(fā)生交易情況下的增量，購電方視作獲得售電方所出售電力是合理的（疊加原理）。同時綠電交易結果進入電力系統運行校核，能綜合考慮電網輸送能力等約束，符合物理規(guī)律，也使綠色價值流動與電量流動合理綁定，在碳市場中更容易被認定為零排放。綠色價值流和電力流一致，也可使區(qū)域減排目標與新能源電力消納目標相一致，如東部地區(qū)為了更多獲得西北地區(qū)綠色電力價值，就需要促進特高壓輸電工程的建設，真正使新能源電量輸送至東部地區(qū)，綠色價值驅動成為促進新型電力系統建設、促進新能源跨區(qū)跨省消納的動力。
2.“證電合一”能有效推動新能源進入電力市場交易。
5月份，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》，提出穩(wěn)妥有序推動新能源參與電力市場，結合新能源更大規(guī)模發(fā)展的預期，新能源參與電力市場已是大勢所趨。但是，由于當前配額制下大部分新能源仍依靠“保量保價”獲得收益，所以沒有動力參與電力市場去迎接競爭風險。建立“證電合一”的機制，將綠色價值和電量價值并軌到綠電交易市場統一體現，能激發(fā)新能源企業(yè)進入市場的積極性，為新型電力系統下完整的電力市場打下良好基礎。如果當前配額制加上“證電分離”綠證同時存在，將削弱“證電合一”促進新能源進入綠電市場的動力，所以建議綠證發(fā)放逐步過渡到在綠電市場以“證電合一”的方式實現更具全局意義，也符合“建立全國統一的綠證制度”的要求。
原標題：綠電交易來了！新能源綠色附加收益將凸顯
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