走近零碳｜衔接碳市场和电力市场，建立中国绿电市场化机制

 

可再生能源尤其是新增的可再生能源参与电力市场的节奏将逐渐加快，可再生能源项目年发电小时数的个体差异性和不确定性将进一步增强。加之可再生能源发电的波动性和不确定性，以及与电力负荷在空间和时间匹配上的不平衡，其平均的度电价格水平或将显著低于其他电源类型。新增可再生能源项目的收益结构将随着电力市场和绿电市场的发展出现一定调整。因此，绿电市场化机制的建设要做好与电力市场的衔接，推动电力行业平稳地向绿色低碳转型。

 

首先，要做好计划与市场的衔接。建议优先采购对市场化绿电溢价价值需求较低的项目，并免费或以较低价格获得相应的绿证。对于暂时未进入电力市场、由电网企业统购统销的可再生能源发电量，则以市场化溢价价值正序的方式，根据可再生能源电力消纳责任权重要求采购绿证，对未获得过其他形式补贴的可再生能源发电量，根据当地绿证近三个月或半年的平均价格购买绿证，产生的资金和获取的绿证对全部电力市场用户进行平均分摊。

 

其次，要做好两个市场在价值分配、数据信息上的衔接。

 

最后，要进一步鼓励以PPA的方式采购绿电。一是建立更加有效全面的电力市场履约机制和发用电主体的信用评价体系，为发用电企业签署较长年份PPA提供信心和信用支撑；二是进一步完善电力市场体系建设，完善产品结构、提高灵活性，推动电力市场发现价格，为PPA提供价格标杆；三是基于省（区、市）间电力计划、新能源基地配套产业等探索具有经济属性的长期购电协议试点，为PPA提供模式参考；四是结合中国可再生能源资源与负荷分布不平衡的特点，探索尝试电证分离的虚拟PPA模式。

 

【作者韩雪系国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副研究员，高世楫系国务院发展研究中心资源与环境政策研究所所长、研究员。本文是国家自然科学基金专项项目“面向碳中和的国家气候治理体系变革与创新研究”（72140007）的阶段性成果，本文首发于《中国发展观察》2023年第4期，澎湃新闻经授权刊发，刊发时有编辑与删节。】