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毫無疑問，綠電市場的啟動意義重大，影響深遠。但機制創(chuàng)新之路從無坦途。尤其是在轉(zhuǎn)型與改革加速推進、動態(tài)調(diào)整的當下，每一項創(chuàng)新機制都需要在不斷的實踐中持續(xù)完善。在未來前行的路上如何激活綠電市場的驅(qū)動力？如何建立市場長效機制？本刊記者專訪了北京電力交易中心的專家，逐一分析綠電交易面臨的問題與挑戰(zhàn)。
供給不足還是需求乏力？
從當下來看，綠電交易規(guī)模增長乏力的原因在于供應受限。
在試點階段，我國參與綠電交易的主要是平價風電和光伏。一些帶補貼的風光機組如果參與綠電交易，參與交易的電量需要放棄補貼。選擇平價風光項目電量作為綠電交易的標的，可以保證用戶購買的綠電在國際上廣受認可、沒有爭議，從而使我國的綠電消費更有效地與國際接軌。
但我國新能源剛剛步入平價時代，新增平價項目少、規(guī)模小，影響了綠電交易的供給能力。同時資源與需求不匹配，綠電需求較大的東部地區(qū)，其本地平價新能源項目稀少，而資源豐富的西北和東北地區(qū)，則面臨需求不旺的局面。為了滿足用戶需求，浙江省的部分分布式新能源進入了綠電市場，但由于分布式項目本身并未納入我國綠證核發(fā)范疇，與其交易的用戶無法取得綠色電力證書。隨著試點的逐漸深入，未來國家可能會將水電、生物質(zhì)等更多清潔電源納入綠電范疇。“隨著平價風光項目的逐漸增長，今年年底或明年年初綠電市場供應不足的情況將得到改善。”北京電力交易中心專家說。
從長遠來看，綠電市場需求潛力的挖掘需要更加強有力的政策加持。當前，我國綠電交易以自愿交易市場為主，一些用戶對于這種新的交易品種仍持觀望態(tài)度。從國際經(jīng)驗來看，綠電市場的起步，往往與可再生能源配額制綁定，在配額制的主導下，承擔配額義務的市場主體均需要完成相應的新能源消納目標。與配額制結(jié)合的強制交易市場將進一步激發(fā)用戶消費綠色電力的主觀能動性。
當前，“可再生能源電力消納責任機制”已正式實施兩年多。盡管從原則上用電企業(yè)負有消納責任，但由于用戶消費綠電的渠道非常有限，因此可再生能源消納責任權(quán)重一般通過電網(wǎng)公司保障消納完成，以省為主體進行指標考核，并沒有把責任權(quán)重真正分解到終端的用戶和售電公司，這不利于激發(fā)企業(yè)自主消費綠電的積極性。最近，國家發(fā)展改革委等七部門聯(lián)合出臺《促進綠色消費實施方案》，其中提出“建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權(quán)重掛鉤機制，市場化用戶通過購買綠色電力或綠證完成可再生能源消納責任權(quán)重。”但上述政策的真正落地仍需要執(zhí)行層面的具體細則出臺。
作為一項引導新能源消納的政策，我國可再生能源消納責任權(quán)重缺乏約束性的罰則，對于市場主體完成考核沒有形成足夠的壓力。在缺乏配額制強制加持的情況下，市場很難產(chǎn)生大規(guī)模的綠電需求，這也是綠證市場始終無法活躍的原因之一。
盡管當前綠電供給有限，但從今年開始，平價新能源的建設進入快速通道，據(jù)估算，“十四五”期間新能源裝機每年將增加1.1~1.2億千瓦，這其中絕大多數(shù)都是平價項目，所對應的發(fā)電量大約每年新增1300~1400億千瓦時，這將遠遠超過用戶自發(fā)購買綠電的需求，倘若缺乏強制配額等激勵性政策，可能導致綠電交易市場嚴重供大于求，綠電價格可能下跌，環(huán)境價值無法體現(xiàn)，綠電機制難以維系。因此，綠電市場亟需用戶側(cè)激勵性政策出臺，推動高耗能等企業(yè)參與綠電交易，使綠電市場的供需保持動態(tài)平衡。
市場的供需主導著量價。但綠電價格有其特殊之處——其價格包含電能量價格和環(huán)境溢價。環(huán)境溢價如何評估，在當下并沒有明確的界定。
從試點成交價格來看，綠電價格較當?shù)仉娏χ虚L期交易價格，增加了0.03~0.05元/千瓦時。這是基于去年9月之前的中長期交易價格的比較?！蛾P于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）出臺后，多數(shù)地區(qū)燃煤電價頂格上漲，綠電價格也因此同步上漲。在燃煤電價上漲后，綠電價格平均較原基準價上漲0.06元/千瓦時，漲幅最高時大約較原基準價上漲了30%。
在現(xiàn)有的機制下，高出標桿電價的部分，暫可看作綠電環(huán)境價值的體現(xiàn)。但在實際交易中，綠電交易價格的變化會受到供需關系的影響，環(huán)境溢價的變動較大。如去年年末，電力供不應求，綠電市場價格便“水漲船高”。但煤電價格上浮，是基于電煤價格大漲，運行成本的上升，綠電在無運行成本上升的壓力下同樣跟隨上漲價格，是否具有合理性？但如綠電價格不上浮，則環(huán)境價值無從體現(xiàn)。實際上，在1439號文出臺后，煤電價格的漲幅已經(jīng)高于綠電價格，綠電價格已略低于煤電價格。如果考慮到環(huán)境溢價的體現(xiàn)，理論上綠電的價格漲幅應該超出煤電漲幅；但價格上漲過高，將影響用戶購買綠電的積極性，造成綠電市場“有價無市”。
記者在采訪中了解到，目前的電力市場體系中并沒有一個成熟的市場來提供環(huán)境溢價的參考。無論碳市場還是綠電市場，都剛剛起步，價格并不穩(wěn)定，也不一定反映了市場真實的減排成本和綠色價值。因此目前的綠電交易只能暫時交給市場主體協(xié)商，根據(jù)供需來決定價格，需要在市場運作一段時間后，逐漸找到綠色價值的合理區(qū)間。
省間市場如何破題？
綠電供應和需求在空間上的不匹配，是限制綠電交易規(guī)模、影響綠電市場活躍度的另一大因素。從試點情況來看，省內(nèi)與省間交易的比例大約為3∶1。從交易價格來看，由于西北、東北等地區(qū)新能源價格便宜，即便疊加了輸配電價，其落地價格也與省內(nèi)綠電價格水平相當。綠電資源匱乏的北京、上海、浙江、江蘇等地，在首批交易中都從外省購入了綠電。
4月18日，北京電力交易中心針對綠色電力交易市場主體發(fā)布了交易意向的調(diào)查問卷，其中針對用戶側(cè)提出了綠電交易省內(nèi)購買和省間購買的意愿調(diào)查。“我們設計調(diào)查問卷，并非僅僅著眼于當下，同時也關注到5~10年甚至更長遠的供需情況。隨著‘雙碳’目標的推進，新能源毫無疑問將快速增長，未來就地平衡的難度會越來越大，本地無法消納的電量，必然需要大量地進入市場并向外省外區(qū)送出。如果用戶有意愿參與省間交易，我們將進一步優(yōu)化省間交易組織模式，從而滿足用戶需求，擴大綠電交易規(guī)模。”北京電力交易中心專家說。
但開展綠電省間交易面臨兩大問題：一是可再生能源消納責任權(quán)重政策給各省份設置指標，部分新能源大省存在惜售新能源的情況；二是各省電力供需面臨不確定性，需要考慮到送出省面臨時段性的平衡緊張、無電可送的情況。
近期出臺的《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）要求，“有序推進跨省跨區(qū)市場間開放合作。建立多元市場主體參與跨省跨區(qū)交易的機制，鼓勵支持發(fā)電企業(yè)與售電公司、用戶等開展直接交易。”記者了解到，初期由電網(wǎng)企業(yè)匯總省內(nèi)用戶綠色電力交易需求，跨區(qū)跨省購買綠色電力產(chǎn)品；結(jié)合電力市場建設進展和發(fā)用電計劃放開程度，后續(xù)將研究建立多元市場主體參與跨省跨區(qū)交易機制，有序推動發(fā)電企業(yè)與售電公司、用戶參與省間綠電交易。
綠電機制如何協(xié)同推進？
在推進“雙碳”目標的政策框架中，我國現(xiàn)已存在綠證交易、綠電交易、碳市場三種促進能源綠色低碳轉(zhuǎn)型的市場機制，三者之間需要進一步加強市場機制方面的銜接。
綠電交易以實際消納新能源為導向，用戶通過參與交易履行消納責任，隨交易執(zhí)行同步完成綠色價值向用戶轉(zhuǎn)移。綠電交易開啟了我國綠證與物理電量捆綁交易新模式，有益于促進新能源電量的物理消納，其組織方式和流程更有利于與國際認證接軌，滿足外向型用戶需求。綠證交易則以綠色環(huán)境權(quán)益為導向，強調(diào)綠電環(huán)境權(quán)益的歸屬關系。綠證作為權(quán)證類交易，可為市場主體履行可再生能源消納責任提供補充手段。
《綠色電力交易試點工作方案》要求“建立全國統(tǒng)一的綠證制度”，國家能源主管部門組織國家可再生能源信息管理中心，根據(jù)綠電交易試點需要批量核發(fā)綠證，并劃轉(zhuǎn)至電力交易中心，電力交易中心依據(jù)綠電交易結(jié)算結(jié)果將綠證分配至電力用戶，即“證隨電走”。
“證電合一”和“證電分離”，哪種機制更優(yōu)，業(yè)內(nèi)所持觀點不同。到目前為止，我國綠證實際交易僅192萬張。此外，當前國際上綠證核發(fā)機構(gòu)眾多，綠證的種類來源多樣，綠證互認的難度也比較大。
綠電與綠證并不是非此即彼的關系，“證電分離”與“證電合一”也沒有絕對優(yōu)劣。無論是發(fā)電方還是用戶方，都可以根據(jù)自身的需求做出選擇，二者是互補而非對立關系，兩種模式可以在各自合適的場景下發(fā)揮作用，共同豐富我國綠色價值市場化交易的品種。但在綠證、綠電、CCER等交易機制并存的情況下，需要注意避免綠色價值的重復售賣。
“為了實現(xiàn)綠電交易的全程可追溯，北京電力交易中心在電力交易平臺引入?yún)^(qū)塊鏈技術(shù)，充分發(fā)揮區(qū)塊鏈多點共識、防篡改、可溯源等特性，完整記錄綠電生產(chǎn)、交易、傳輸和消費全生命周期數(shù)據(jù)等全鏈條信息，為企業(yè)提供權(quán)威可信的綠色電力消費認證，同時也為防止綠色環(huán)境價值重復銷售或計量提供了強有力的技術(shù)保障。”北京電力交易中心專家表示。
碳市場是另一項促減排的重大機制，綠電市場與碳市場兩套機制在釋放環(huán)境價值信號方面有著共同性。企業(yè)用戶消費綠電，其碳排放相應地就會減少，應在碳核查時充分考慮到企業(yè)消費綠電的因素，對這部分予以合理抵扣。隨著石化、化工、建材、鋼鐵、有色金屬等行業(yè)陸續(xù)進入碳市場，如果碳市場能夠從機制上充分認可綠電的減碳價值，使二者形成有效銜接，企業(yè)對于綠電消費更有動力，將大大促進綠電市場需求?！洞龠M綠色消費實施方案》中也提出，“加強與碳排放權(quán)交易的銜接，結(jié)合全國碳市場相關行業(yè)核算報告技術(shù)規(guī)范的修訂完善，研究在排放量核算中將綠色電力相關碳排放量予以扣減的可行性。”
推動綠色電力的消費應加強頂層設計，與我國綠證市場、碳市場等政策機制做好銜接，確保綠色環(huán)境權(quán)益的唯一性，協(xié)同推動綠色轉(zhuǎn)型。未來可再生能源消納責任權(quán)重制度、綠電交易、綠證交易和碳市場應系統(tǒng)推進，將綠電交易實現(xiàn)的減排效果核算到相應用戶的最終碳排放結(jié)果中，進而激勵更多的企業(yè)參與綠電交易，促進電-碳市場協(xié)同發(fā)展，形成強大合力，共助“雙碳”目標的實現(xiàn)。
綠電交易不僅是促進我國新能源發(fā)展的制度創(chuàng)新，也將助力我國企業(yè)突破碳關稅等國際貿(mào)易壁壘，提升產(chǎn)品競爭力。目前，北京電力交易中心已啟動了綠色電力交易國際標準的立項和研發(fā)工作，力爭使我國綠電交易與認證的方案獲得國際認可，助力我國企業(yè)在國際市場上更具競爭力，同時提升我國在國際綠色消費領域的話語權(quán)和影響力。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年04期，作者系本刊記者
原標題：三問綠電交易
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