電力現貨環境下的綠電市場化交易機制研究

湛江電力有限公司 李彩芹

1 現貨環境下的綠電交易機制

1.1 新能源綠電電量交易

在綠電交易采用單電量交易方式下，假設用戶側綠電合同電量q、實際用電量為Q、綠電合同電價pg、常規中長期合同電價（或超用電價）pc，在不考慮輸配電價和政府性基金的情況下，當Q≥q時用戶側的購電費用F=q×Pg+(Q-q)×Pc。消費者購買綠色電力時需考量的是實際的綠色電力需求。假定綠色電力采購的電價高于傳統的中長期電力合約，消費者購買綠色電力所需電力附加費用為Fg=q×(Pg-pc)。

1.2 綠電電量合同曲線分解機制

綠電交易是一項中長期交易，與綠電消費憑證掛鉤，具有證電合一的特征，因此綠電交易的電力交易須以物理方式消納。目前我國的現貨試點建設多采取集中式現貨市場+中長期金融合同為主，現貨環境下的中長期合約主要以金融結算方式進行。綠電交易的物理、優先執行與電力現貨交易中的合同融資結算存在不協調之處。

按照《綠電交易試點工作方案》的規定，對現行中長期電力交易實行時段劃分、曲線形成等，實行優先實施、結算，經濟損失由市場主體自己承擔。在廣東、浙江等地，由于新能源尚未介入傳統的中長期交易和現貨市場可采用過渡性方式，即發電端仍按單個電量合同進行交易，而客戶方的綠色電力合同則會對其它交易產生一定影響，需將電力合同分成不同時段，以綠色電力合約的價格在現貨市場上進行結算。

1.3 案例分析

假定某客戶購買了1000萬kWh綠電，綠色電力的價格是每度0.49元。如該客戶是電價不敏感的生產型客戶，則假定其發電負荷為4000萬kW，根據光伏典型曲線分解該綠電合同，該公司需支付購電費用為1015.6萬元，按照風電典型曲線分解該綠電合同，該企業需支付購電費用為1012.9萬元，按照全社會負荷典型曲線分解該綠電合同，該企業需支付購電費用為1009.3萬元。

由于綠色電力具有現貨交易特點，在電力現貨交易中，由于電力需求曲線和電力市場的真實需求曲線不匹配，使得電力市場電力需求發生變化。為降低客戶方的偏移，在進行中長期交易時用戶應考慮到綠色電力曲線的分解形式，盡量使其符合用戶的電力需求曲線。而綠電交易也涉及到綠色電力消費憑證的發行，因此現貨市場上的中長期電力合約大多是財政契約，用戶可不去履行，因此現貨結算結果與綠電合同難以匹配。綠電消費券的使用需在事后根據使用者的實際用電量來決定[1]。

2 綠電交易發展歷程及綠電交易現狀問題

為引導全社會進行綠色消費、推動消納，我國于2017年頒布了可再生能源綠色電力認證及自愿認購交易系統（簡稱“綠證交易”），新能源企業根據發電量可申領相應的綠證，各類機構、企事業單位及個人均可自愿認購綠證，一個證書對應1000kWh電量。因綠色證書銷售后對應的電力將不會得到政府補助，而浙江省電力價格一般在0.2～0.6元/kWh之間。由于綠證交易的數量較少，因此公司對綠電的采購需求也在持續增加，如歐盟提出了對產品全流程的碳排放控制、跨國公司的社會責任、碳指標控制等，都需在生產過程中一定比例或全部使用綠色電力。在這種背景下綠電交易應運而生，它為需要綠電的市場主體提供了一種新的交易方式，并以交易價格來反映其環保價值。

浙江于2020年12月率先啟動電力客戶與風電場的綠色發電試點，寧波某外貿公司和風電公司通過點對點交易完成了第一批1400萬kWh綠電，而客戶只需多出1毛錢。巴斯夫（中國）有限公司和華潤公司于2021年6月22日在廣東電力交易中心完成了廣東省第一次可再生能源交易，交易額為245萬kWh。國家發改委、國家能源局于2021年8月28號批準了《綠色電力交易試點工作方案》，并于9月7號正式在全國開展了綠電交易，舉辦了17個省份259家市場主體參加的第一次綠電交易，成交電量79.35億kWh。國家發改委、工信部、住建部、商務部等部門在2022年初出臺的《促進綠色消費實施方案》中，提出要在全國范圍內充分挖掘綠色能源的潛力，鼓勵行業龍頭企業、大型國有企業、跨國公司等消費綠色能源，并發揮示范效應，促進出口企業多、經濟可持續發展的區域逐步提高綠色能源消費比重。

廣東可再生能源發電市場的年交易量為679億kWh，平均每kWh51389厘。江蘇2022年全年交易電量9.24億kWh，平均每兆瓦時462.88元。浙江省綠電交易在2022年3月25日的全年總發電量已超過十億kW，達10077億kWh。《南方區域綠電交易規則（試行）》于2022年2月25日正式發布，將新能源企業的“綠證”與“綠電”業務相結合。新能源的綠色發電將由國家能源局統一發放，銷售公司和用戶可通過綠電交易從新能源公司購買綠電，并按照交易的結果將其綠證發放給購買了綠電的公司。新能源參與綠電交易已步入市場化運作的新階段。

2.1 現有市場體系對綠電交易支持力度不夠

綠色電力進入省際、跨省市場的市場準入還沒有完全放開，各省市間的市場規則存在很大差別，短期交易品種缺乏，特別是偏離度考核風險高，參與現貨的模式還沒有明確，這些都限制了綠電交易發展。

2.2 綠電交易缺乏活力

其主要原因是：存量項目審批早、價格高、補貼高，缺乏意愿放棄補貼入市；邊際成本較低，難與其它電源共存；電力系統的非可控性、中長期電力負荷預測難度大、與電力需求曲線不相適應、進入市場后存在著評估偏差的風險；享受電力市場的保障，稅收優惠，與市場準入相比有很大的優勢。以上種種因素使發電公司積極參與程度不高。另外，由于電力市場供求關系緊張，電力市場的綠色電力電價仍以指導電價為主，而環保屬性的溢價又較低，因而降低了電力公司的交易熱情。綠色電力平價工程目前投入規模尚小，已投產的綠色電力項目中放開參與市場交易的比重很低，這也是限制電力交易規模的一個重要因素。

2.3 綠電比例過高

高比例的綠電進入市場會使電力價格與電力的總成本背道而馳，現行電力價格體系不能適應。隨著綠色電力比重的提高，電力邊際電價將經常出現底價、尖峰價，從而會對綠電項目的投資決策產生影響，同時也難以實現高成本的投資回收。

2.4 缺少疏導機制

綠色電力的外部成本對社會造成很大影響，必須采取穩健的引導機制。由于系統調節成本、電網建設成本等外在成本傳導機制還不完善，必須對外部成本的貢獻方和受益方進行分類，并確定合理的成本分擔方法。在2021年12月的中央經濟工作會議上，明確了在能源總量控制方面，將新增的可再生能源和原材料能源不列入總量控制范圍，爭取早日實現由“雙控”到總量與強度的“雙控”。當前，企業對綠色能源的購買暫時不能享受“雙控”、不能享受到碳配額、通過建設綠電項目來減少排放的CCER機制還沒有啟動，綠色消費的節能減排效果并不被承認。

2.5 綠色電力的未來波動斷續增加

目前各省都面臨著電力消納難題。由于新能源大規模并網所帶來的波動、斷續問題，各省將很難應對，西電東送的潮流分配會出現方向性變化，目前網省兩級運行的市場格局有待完善。跨省輸變電定價模式的確定依據是確定的發電量方向和規模，也不利于綠色電網的多方向靈活的消納。

3 完善綠色電力市場機制的思考

推行綠色電力綠色認證體系，推動綠色電力生產、交易、消費、結算等全生命周期跟蹤和追溯。在南部地區實行“證隨電走”和“證電分離”兩種綠色許可證的管理模式，其是由市場主體自行選擇的。

3.1 制定更廣泛的市場機制，以促進消納

在省級市場完全消納的前提下，以地區市場為保障，實行統一均衡，實行“統一市場、統一規則、統一組織、統一認證”的制度。地區市場重點是加強省內新能源調劑力度，拓寬臨時消納渠道。綠色電力首先是電能量商品，能根據普通產品的規律自由流動、自主交易、優化配置；其次，由于綠色電力的波動性、時斷時續性，因此要將整個地區的各種調節資源集中起來，實現更大規模的均衡[2]。

“十四五”時期我國新能源消費將主要集中在省內，而省外的臨時供用電則是其主要的補充。新能源的波動性、間歇性是由各省內部進行的，當各省內部沒有辦法時才會采取跨省的臨時消納措施。以省內多能互補打捆交易、發電權交易、調峰市場、容量補償、儲能和抽水交易等調節性市場機制為基礎，以跨區域、跨省的電力現貨交易、電力現貨交易、電力交易、抽蓄購電交易、調頻市場等為主要的調控手段和保障措施，在現貨試點或區域現貨運行后，以“出力預報”或“報量不報價”的方式，適時轉換成“報量報價”參與交易。

3.2 市場主體區分存量和增量

以存量電站基礎電量為優先，確保新增工程逐步進入市場。存量帶補貼的電力市場，將根據各省現行的電力市場交易制度，以電力市場為基礎，不會對補貼的實施產生任何影響。目前已有594億kW的電力儲備，繼續保持電網保障采購，作為向居民、農業和電網代理商提供電力的優先供應。按《南方區域綠電交易規則》實施增量平價項目，按照規劃中所建議的市場發展階段進行市場整合。庫存項目承諾放棄、延期補貼或補貼完成后，可作為增量平價項目進入市場進行交易。

3.3 根據風險控制和權責對等的原則

綠色電力逐步進入市場分為如下三個階段：第一階段綠色電力按原來核準的電網收購價格參加長周期交易，市場化程度低，以基數電量兜底執行偏差，采取長周期結算或分時均價結算，較為穩妥地處理發電偏差風險，同時也無法獲得與煤電等同的電能量價格；第二階段電力市場中綠色電力比重越來越大，電網調峰、高峰電價等都要通過分時交易來體現其價值和貢獻，因此要引導用戶根據峰谷電價信號積極消納新能源，才能實現市場化；第三階段綠色能源的市場化比重將會進一步提高，使其與煤炭價格趨于一致，從而使其在電力短缺時能得到較高溢價，從而更好地反映出供求關系的變化。綠色電力參與分時交易、分時偏差結算，在現貨市場中參與現貨交易和偏差結算，并承擔所有的輔助服務費用。

3.4 加快建設電碳市場銜接

加強電力市場、碳交易市場和用能權市場相互協調的對策。從全國主要的碳市場企業開始，運用綠色能源交易溯源技術的精確性和完整性優勢，根據控排企業購綠電的狀況精確核算其電力消費的碳排放，或消費綠電可獲得相應的自愿減排量。通過信息披露、嚴格考核等手段，推動綠色電力資源價格和碳配額價格的一致性，并建立電力交易和碳交易價格的聯動機制。

3.5 加快綠電交易的配套市場機制建設

在未來的區域電力市場中，多功率電源將根據煤炭基準電價或主要供電電價，采取“同臺交易、差額補貼”、“設定比例、打包交易”等多種形式進行多成本電源同臺交易。按照“固定費用+合理收入”的原則，建立以煤炭發電損益平衡為起始條件的補償標準。根據綠色電力的消納量動態劃分峰谷時段、平時段和低谷時段進行分時交易。根據交易各方所屬省份的慣例，分別計算出各地區間的峰、平、谷時段；建立一個覆蓋全省的后備市場，通過市場化的方式將后備能力不足的省份引入到其他省份的后備能力。建設省內跨省區的調峰輔助服務體系，在綠色能源富省積極開展調峰市場試點工作，并在今后把跨省調峰機制納入電力現貨市場。

4 結語

綠電交易是一種新能源消費、體現環境價值的新型交易方式，須與可再生能源消納與保護機制相協調、與全國統一電力市場體系相配套、與其他環境權益市場相銜接、與能源消費新模式新業態相融合，方能充分發揮作用、引領綠色消費。