绿电交易关键问题及政策建议

 

2021年，南方区域共有40家市场主体成交绿色电力10.48亿千瓦时，包括风电3.16亿千瓦时，光伏7.32亿千瓦时，实现绿电交易的优先组织、优先执行、优先结算。从市场范围看，本次绿电交易首次实现南方区域跨区跨省新能源“点对点”直接交易1.2亿千瓦时；省内9.21亿千瓦时，其中广东9.075亿千瓦时，广西0.064亿千瓦时，云南0.07亿千瓦时。互联网及大数据公司、外向型企业成为主要的绿电买家。

 

然而，绿电交易仍存在如下问题。

 

一是绿电交易的活跃度不高。主要原因在于，首先，存量项目因为核准早、价格高、补贴高，缺乏意愿放弃补贴入市。第二，边际成本低，与其他电源难以同台交易。第三，发电不可控，中长期出力预测困难，与用电曲线难以匹配，一旦入市则面临偏差考核风险。第四，享受电网保障收购政策，享受财税优待，相比入市交易具有非常明显的优势。上述原因导致发电企业主动入市意愿并不强烈。此外，在目前供需形势紧张的环境下，绿电价格的电能量价格主要沿用指导价格政策，环境属性的溢价也不高，也削弱了发电企业交易积极性。绿电平价项目目前投产规模较小，已投产绿电项目放开参与市场交易的比例不高，也是制约绿电交易规模的主要原因。

 

二是现有市场体系对绿电交易的支持力度不够。绿电进入省区和跨区跨省市场的市场准入未充分放开，不同省区市场规则差异较大，短周期交易品种不足，尤其是偏差考核风险大，参加现货方式尚未明确，以上因素也限制了绿电交易发展。

 

三是未来绿电波动性间歇性增大，各省区存在消纳困难问题。各省区将难以应对大规模新能源并网导致的波动性和间歇性问题，西电东送潮流分布将发生方向性转变，现有“网省两级运作”市场模式需要改进。跨省区输配电价核价方式以协议送电方向、固定规模为基础制定，也不利于绿色电力多方向灵活消纳。

 

四是绿电高比例入市将导致电价偏离电源综合成本，现有定价机制存在不适应问题。市场中绿电比例提升后，边际出清定价机制将频繁产生地板价、尖峰价，会影响绿电项目投资决策，也难以实现高成本电源投资回收。

 

五是绿电外部成本对社会产生价格冲击，需要稳妥制定疏导机制。系统调节成本、电网配套建设成本等外部成本疏导机制尚不完备，需要逐项明确外部成本的贡献方和收益方，制定合理的分摊方式。

 

六是绿电消费尚未体现对碳排放“双控”的贡献。2021年12月召开的中央经济工作会上提出，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。目前，企业购买绿色电力暂无法抵扣能耗“双控”，也无法获得碳配额，通过建设绿电项目获得减排量的CCER机制尚未重启，消费绿电的节能减排效益没有获得认可。

 

七是我国存量项目绿证的国际认可度不高。存量项目在入市交易时并未取消电网保障收购政策，导致RE100（企业100%使用可再生能源电力）难以认定绿电环境属性属于消费者；“保障收购”等同于计划电，未产生减碳增量效益。这说明我国可再生能源保障收购政策与国际绿证的认证标准存在一定的不对应，影响了存量绿证的国际认可度。目前仅增量平价绿证比较符合RE100标准。 本`文内.容.来.自：中`国`碳`排*放*交*易^网 t a npai fan g.com