绿电交易现状及发展趋势分析

 

加快完善可再生能源消纳责任权重+绿色电力交易的市场体系，落实市场主体可再生能源消纳权重核算及考核方式。各地区按国家发展改革委、国家能源局下达的新能源电力消纳责任权重，合理制定省内各类主体的消纳责任权重，明确消纳量分配及核算方式。各地政府主管部门组织市场运营机构定期公布市场主体消纳责任履行情况，对未完成年度消纳责任的市场主体按规则进行考核，考核费用用于补偿区域内具备调节能力的灵活性资源。

 

市场主体需要进一步拓展，涵盖分布式能源、拓展到水电。为做好与新能源电力消纳保障机制的有效衔接，优化现有绿证核发制度，根据行业发展的实际情况，逐步将分布式项目、海上风电、生物质发电、未在公布清单内的平价项目等均纳入绿证核发范围，增加绿证市场的产品供应，进一步激发市场活力。

 

绿色认证体系与绿色权益价格的形成机制相辅相成，亟须进一步完善。绿色电力价格包括电能量价格、环境溢价，分别体现绿色电力的生产运营成本、环境属性价值。市场准入的绿电应作为常规电源参与市场交易，其环境价格应在电能价格基础上根据市场形势进行溢价。在绿色电力交易合同中分别明确电能量和绿证的价格，充分发挥绿色电力交易价格体现绿色环境价值的作用，引导新能源主动参与市场获得收益，助力构建绿色环境价值体系。

 

绿色电力交易应着重向更长时间尺度拓展。国外“证电合一”的长期购电协议一般为8~15年，其目的主要是为新能源企业提供稳定的收益预期，解决新能源企业融资难题，吸引投资，促进新能源企业健康发展。在“双碳”目标和电力市场加快建设的背景下，一方面要继续增强我国电力系统可靠性，建设大量灵活性资源，缓解高峰时段因供不应求导致的高电价；另一方面推动传统能源与新能源协同向更长时间尺度的交易方式拓展，给予新能源企业和灵活性资源长期稳定的收益预期。

 

引领和促进分优先级的市场交易体系和出清机制建设。风、光等可再生能源保量保价的优先发电计划与居民、农业等保障性用户的优先购电计划，与市场化交易共同完成资源优化配置，是我国电力市场建设长期以来的主要特征。未来我国统一电力市场的建设，应充分考虑不同交易品种的优先级设定，建立统一申报、分级联合出清的交易体系和出清机制。绿色电力交易的开展，客观上要求对现有的中长期交易、现货交易机制进行相应调整，将会引领促进分优先级的市场交易体系和出清机制的建设。

 

完善绿色电力交易等机制与能耗“双控”制度衔接机制。一是推行用能权指标市场化交易。进一步完善用能权有偿使用和交易制度，加快建设全国用能权交易市场，鼓励参与用能权交易的企业认购绿证，将绿证折合对应的能源消费量在其用能权核算中按一定比例予以扣减。二是将绿电绿证作为碳排放和能源消费计算重要因素。在能耗“双控”考核中，鼓励能源消费总量超标地区或企业可以通过认购绿电绿证折合对应的能源消费量，在其能源消费超标量中按一定比例予以扣减。重点引导煤炭、天然气等能源生产企业，化石能源进出口企业，高耗能企业等主体提高绿电消费，逐步将能耗“双控”制度向碳排放强度控制和总量控制的“双控”转变。

 

（作者系华北电力大学教授）