绿电交易关键问题及政策建议

 

为了更好地促进绿色电力与各类型电源的利益协调，促进多能互补，建立以下四类配套市场机制刻不容缓。一是未来多类型电源共同进入区域市场场景下，基于燃煤基准价或主力电源价格，采用“同台交易、差额补贴”“设定配比、打捆交易”两种方式开展多成本电源同台交易。二是各省区以煤电盈亏平衡作为启动条件，基于“固定成本+合理收益”方式制定补偿标准。三是分时电价。结合绿色电力发电消纳情况，动态划分峰、平、谷时段开展分时交易。按交易双方所在省区公约数确定跨区跨省交易的峰、平、谷时段。四是辅助服务市场。建设覆盖跨省区备用市场，通过市场引导备用容量紧缺省区向富余省区购买备用容量。设置广东广西海南、云南两个调频区，实现调频资源更大范围优化配置，提升省间互济频率调节能力。建设省内、跨省区调峰辅助服务机制。积极试点绿色电力富裕省区的调峰市场建设，未来将跨省区调峰机制融入南方区域电力现货市场。

 

相关政策建议

 

一是坚持市场化改革方向，以消纳责任权重考核促进绿电市场化规模有序放开。现阶段，消纳责任权重是促进绿电需求规模持续增长、落实绿电消费责任到终端用户的重要抓手，有必要层层分解落实各省区、售电公司、大用户、零售用户的消纳责任，为市场主体建立消纳量账户，持续加强考核力度。消纳量交易和绿证交易可以作为绿色电力交易的补充措施。在某一省区消纳困难的情况下，可以根据送受电意向下达两省区总消纳权重指标（如对广东、广西下达两省区合计的非水消纳责任权重指标），鼓励送受省区联合完成消纳责任。

 

二是构建适应高比例绿色电力的南方区域统一电力市场，为全国统一市场建设探索经验。在南方区域市场内部持续构建完善规划、交易、执行多维度市场体系，体现绿色电力全生命周期价值。区域市场建立多能互补“蓄水池”，实现新能源受入能力最大化；通过新能源外送，或新能源与常规能源打捆外送，辐射大湄公河次区域。南方区域绿色用能全过程溯源、全国认证，绿证统一核发认证，绿色电力交易统一组织。

 

三是通过能耗“双控”考核促进绿色电力交易。将跨省区交易、消费绿色电力与能耗“双控”挂钩，根据外购绿色电力电量规模同步降低购电省区、购电主体的能耗“双控”考核要求。可以对高耗能企业制定绿色电力采购配比的要求，对未完成绿色电力交易配比的高耗能企业进行罚款、限电、关停等处罚。以上措施可同步推进从能耗“双控”向碳排放“双控”转型。

 

四是加快建设电碳市场衔接。建议国家有关部门协调电力市场、碳交易市场、用能权市场的有效衔接。从全国碳市场重点行业企业入手，利用绿电交易溯源的精确性、完整性优势，按照控排企业购绿电情况精确核算其电力消费的碳排放，或者消费绿电可以获得相应的自愿减排量。通过信息披露、严格考核等措施，促进绿电环境溢价与碳配额价格趋同，畅通不同市场间的价格信号传导，构建电力交易价格、碳交易价格联动机制。

 

五是完善绿色电力外部成本疏导渠道。抽水蓄能容量成本按照有关电价政策计入输配电价由全社会共同分摊。电网侧网架建设成本计入输配电价由全社会共同分摊。辅助服务成本由绿色电力电源分摊，收益由调节性电源获得。化石能源发电容量成本、顶峰电源成本建议由全社会共同分摊。

 

六是加强与国际绿色用能认证标准对接。建议国家部委牵头，加强与RE100等国际组织对接，推动我国绿证纳入RE100认可范围，帮助平价绿电消费者获得绿色用能国际认证。一是明确带补贴存量项目绿证与增量平价绿证的环境属性均由用户获得。二是阐述我国电力市场和绿证相关机制对RE100技术标准的符合性，建立我国绿色认证体系与国际的有效接轨。三是做好我国保障性收购等政策与美国RPS政策的对比，梳理RE100认可的可再生能源来源方式，加强与RE100的沟通，增进了解与互信。