三问绿电交易

 

从当下来看，绿电交易规模增长乏力的原因在于供应受限。

 

在试点阶段，我国参与绿电交易的主要是平价风电和光伏。一些带补贴的风光机组如果参与绿电交易，参与交易的电量需要放弃补贴。选择平价风光项目电量作为绿电交易的标的，可以保证用户购买的绿电在国际上广受认可、没有争议，从而使我国的绿电消费更有效地与国际接轨。

 

但我国新能源刚刚步入平价时代，新增平价项目少、规模小，影响了绿电交易的供给能力。同时资源与需求不匹配，绿电需求较大的东部地区，其本地平价新能源项目稀少，而资源丰富的西北和东北地区，则面临需求不旺的局面。为了满足用户需求，浙江省的部分分布式新能源进入了绿电市场，但由于分布式项目本身并未纳入我国绿证核发范畴，与其交易的用户无法取得绿色电力证书。随着试点的逐渐深入，未来国家可能会将水电、生物质等更多清洁电源纳入绿电范畴。“随着平价风光项目的逐渐增长，今年年底或明年年初绿电市场供应不足的情况将得到改善。”北京电力交易中心专家说。

 

从长远来看，绿电市场需求潜力的挖掘需要更加强有力的政策加持。当前，我国绿电交易以自愿交易市场为主，一些用户对于这种新的交易品种仍持观望态度。从国际经验来看，绿电市场的起步，往往与可再生能源配额制绑定，在配额制的主导下，承担配额义务的市场主体均需要完成相应的新能源消纳目标。与配额制结合的强制交易市场将进一步激发用户消费绿色电力的主观能动性。

 

当前，“可再生能源电力消纳责任机制”已正式实施两年多。尽管从原则上用电企业负有消纳责任，但由于用户消费绿电的渠道非常有限，因此可再生能源消纳责任权重一般通过电网公司保障消纳完成，以省为主体进行指标考核，并没有把责任权重真正分解到终端的用户和售电公司，这不利于激发企业自主消费绿电的积极性。最近，国家发展改革委等七部门联合出台《促进绿色消费实施方案》，其中提出“建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，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。”但上述政策的真正落地仍需要执行层面的具体细则出台。

 

作为一项引导新能源消纳的政策，我国可再生能源消纳责任权重缺乏约束性的罚则，对于市场主体完成考核没有形成足够的压力。在缺乏配额制强制加持的情况下，市场很难产生大规模的绿电需求，这也是绿证市场始终无法活跃的原因之一。

 

尽管当前绿电供给有限，但从今年开始，平价新能源的建设进入快速通道，据估算，“十四五”期间新能源装机每年将增加1.1~1.2亿千瓦，这其中绝大多数都是平价项目，所对应的发电量大约每年新增1300~1400亿千瓦时，这将远远超过用户自发购买绿电的需求，倘若缺乏强制配额等激励性政策，可能导致绿电交易市场严重供大于求，绿电价格可能下跌，环境价值无法体现，绿电机制难以维系。因此，绿电市场亟需用户侧激励性政策出台，推动高耗能等企业参与绿电交易，使绿电市场的供需保持动态平衡。

 

市场的供需主导着量价。但绿电价格有其特殊之处——其价格包含电能量价格和环境溢价。环境溢价如何评估，在当下并没有明确的界定。

 

从试点成交价格来看，绿电价格较当地电力中长期交易价格，增加了0.03~0.05元/千瓦时。这是基于去年9月之前的中长期交易价格的比较。《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）出台后，多数地区燃煤电价顶格上涨，绿电价格也因此同步上涨。在燃煤电价上涨后，绿电价格平均较原基准价上涨0.06元/千瓦时，涨幅最高时大约较原基准价上涨了30%。

 

在现有的机制下，高出标杆电价的部分，暂可看作绿电环境价值的体现。但在实际交易中，绿电交易价格的变化会受到供需关系的影响，环境溢价的变动较大。如去年年末，电力供不应求，绿电市场价格便“水涨船高”。但煤电价格上浮，是基于电煤价格大涨，运行成本的上升，绿电在无运行成本上升的压力下同样跟随上涨价格，是否具有合理性？但如绿电价格不上浮，则环境价值无从体现。实际上，在1439号文出台后，煤电价格的涨幅已经高于绿电价格，绿电价格已略低于煤电价格。如果考虑到环境溢价的体现，理论上绿电的价格涨幅应该超出煤电涨幅；但价格上涨过高，将影响用户购买绿电的积极性，造成绿电市场“有价无市”。

 

记者在采访中了解到，目前的电力市场体系中并没有一个成熟的市场来提供环境溢价的参考。无论碳市场还是绿电市场，都刚刚起步，价格并不稳定，也不一定反映了市场真实的减排成本和绿色价值。因此目前的绿电交易只能暂时交给市场主体协商，根据供需来决定价格，需要在市场运作一段时间后，逐渐找到绿色价值的合理区间。

本`文@内-容-来-自；中^国_碳0排0放^交-易=网 ta n pa i fa ng . co m