李瓊慧：完善綠電交易機制促進新能源發展

2021年新能源進入后補貼時代，實現了平價上網，但平價上網并不意味著平價使用。由于目前新能源電力不具備市場競爭優勢，但又必須大力發展，因而綠電交易被寄予厚望。實施綠電交易，就有一個綠電交易和新能源市場化交易的銜接的問題；以問題為導向，推進我國綠電交易前行是當務之急。以上也正是現任國網能源研究院新能源與統計研究所所長李瓊慧文章的內容。

開展綠色電力交易試點的背景及意義

2021年9月，國家發展改革委、國家能源局正式函復《綠色電力交易試點工作方案》，同意國家電網公司、南方電網公司開展綠色電力交易試點工作方案，我國正式啟動綠色電力交易。2021年是我國集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和陸上風電項目全面實現平價的第一年，也是繼2019年我國出臺可再生能源電力消納保障機制（以下簡稱我國的配額制）后，出臺的又一促進新能源發展的激勵政策。

2019年出臺配額制時，由于新能源補貼尚未退出，我國的配額制和國外配額制有很大區別。國外的配額制配套強制綠證，通過強制綠證交易使新能源獲得類似補貼的額外收益，施行的是強制配額+強制綠證，自愿綠證是配額制度之外補充。我國施行的是強制配額、自愿綠證和證電分離的政策，配額制政策并未配套強制綠證交易，新能源發電并不能從中獲得額外收益，配額制政策配套的超額消納量交易只是在承擔配額主體之間交易，獲得的收益無法在發電側分享。2021年開始進入后補貼時代，新能源實現了平價上網，但由于其發電出力隨機性、波動性，在電力市場與常規電源相比并不具備競爭優勢，因此業內許多專家寄希望于綠電交易，通過綠電交易產生的綠電附加收益也被寄希望成為平價時代加快綠色能源發展的重要的市場化激勵機制。在平價時代，配額制政策需要進一步完善以適應新能源發展的新形勢，通過綠電交易和其配套綠電認證機制，更好地發揮其政策的激勵作用，為有效實施可再生能源消納保障機制及電力用戶履行社會責任提供支撐。

此外，我國現行的2017年出臺的自愿綠證及其交易制度，從設計的目的來看，當時主要為緩解日益擴大的新能源補貼缺口，激勵機制不足，導致綠證價格很高，雖然核發量和掛牌量較大，但交易率很低。從實際需求來看，國內許多出口型企業有購買綠證需求，但由于國內綠證價格高，且我國綠證在國際范圍的認可度和接受度不高，出現一些國際綠證簽發機構在國內開展綠電認證和簽發業務以及一些企業在國內購買國際綠證的怪相，也迫切需要建立我國綠電交易機制及綠電認證體系，實現綠電全生命周期可信溯源及權威認證，為應對國際低碳貿易壁壘提供支撐。

我國綠電交易與新能源市場化交易

一、綠電交易

綠色電力交易特指以綠色電力產品為標的物的電力中長期交易，用以滿足電力用戶購買、消費綠色電力需求，并提供相應的綠色電力消納認證。綠電交易是在電力中長期市場機制框架內，設立獨立的綠色電力交易品種。該交易品種設立的目標是為突出綠色電力在交易組織、電網調度、交易結算等方面的優先地位，為市場主體提供功能健全、友好易用的綠色電力交易服務。

其一，從綠電產品類別來看。初期，綠色電力產品主要為風電和光伏發電企業上網電量；條件成熟時，可逐步擴大至符合條件的水電。綠色電力交易優先組織未納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內的風電和光伏電量參與交易；帶補貼的新能源項目參與綠電交易，交易電量不再領取補貼或注冊申請自愿認購綠證，不計入其合理利用小時。

其二，從綠色電力交易市場主體來看。初期，主要包括電網企業、風電和光伏發電企業、電力用戶和售電公司；下一步將電動汽車、儲能等新興市場主體納入綠色電力交易。

其三，從交易方式來看。主要有兩種，一是電力用戶通過直接交易方式向綠色電力企業購買綠電，初期主要是省內交易，通過雙邊協商、集中撮合、掛牌等方式形成交易價格達成交易。二是電力用戶向電網企業購買其保障收購的綠電，省級電網企業、電力用戶以掛牌交易、集中競價等方式形成交易價格；省級電網企業也可通過省間市場化交易購入綠電再出售本省電力用戶。

其四，綠電交易收益分配。綠電直接交易產生的附加收益歸發電企業。向電網企業購買的帶補貼的綠電，由電網企業代售代收，附加收益用于對沖政府補貼；發電企業自愿退出補貼參與綠電交易的，附加收益歸發電企業。向電網企業購買的其他保障性上網的綠電交易，產生的附加收益專款用于新型電力系統建設。

自 2021年9月開展綠電交易試點以來，截至2021年底，累計開展綠電交易76億千瓦時，共有17個省份開展綠電交易，其中，省內58.4億千瓦時，省間18.0億千瓦時。從參與主體來看，光伏成交電量占比91%、風電占比9%；用戶側成交電量排名前五的企業電量占比達81%，呈現高度集中的特點。從交易價格來看，首次試點交易成交電價較當地中長期市場均價高3-5分/千瓦時。

二、新能源市場化交易

隨著電力市場化改革的推進，我國陸續開展了新能源市場化交易探索。目前，新能源發電量主要仍以優先發電的形式保留在電量計劃中，保障小時數內對應的電量執行按資源區的標桿上網電價或當地火電基準電價，保障小時數以外部分采用市場化方式形成價格。新能源主要參與三個市場，包括中長期電力市場（直接交易、發電權交易、省間外送交易）、現貨市場和輔助服務市場。從市場范圍來看，包括省內市場和省間市場。

2021年，我國新能源市場化交易電量2375億千瓦時，占新能源總發電量的 29.2%；其中，新能源省間交易電量1300 億千瓦時，占新能源交易電量 54.7%；省內交易電量1075 億千瓦時，占新能源交易電量45.3%。新能源省間中長期交易電量1264 億千瓦時，跨區現貨交易電量38 億千瓦時，分別占省間交易電量的 97.1 % 和 2.9%。中長期交易中省間外送交易、電力直接交易、發電權交易分別占95.2%、3.0%和1.8%。初步統計，目前新能源參與電力直接交易的價格相對當地燃煤基準電價降幅超過1分/千瓦時。

三、綠電交易和新能源市場化交易的銜接

一是綠電交易與其他中長期交易的銜接。對于已簽訂中長期交易合同的電力用戶，希望參與綠色電力交易的，可通過市場化方式對原合同進行調整或轉讓，綠色電力交易時段劃分、曲線形成等方式應與其他中長期合同有效銜接，并優先于其他中長期交易合同執行和結算，由市場主體自行承擔損益和風險。

二是綠色電力交易與現貨交易的銜接。對于現貨試點地區，推動省內現貨市場與綠色電力中長期分解曲線相互銜接，在中長期階段，引導市場主體根據實際發用電情況開展綠色電力交易，避免出現較大偏差；在現貨階段，為市場主體提供優先出清的市場機制，促進綠色電力交易電量有效履約。

發揮好綠電交易的作用還需要解決好幾個問題

其一，加強綠色電力交易與可再生能源消納責任權重政策的銜接。

目前我國的綠電交易仍以自愿交易為主，沒有建立綠電交易與基于可再生能源消納責任權重的強制配額的銜接關系，（因而）綠電交易的規模小、頻次低，綠電交易的作用沒有充分發揮。同時，我國綠電交易與新能源市場化交易同時存在，市場關系比較混亂。建議將綠電交易與可再生能源消納責任權重政策相銜接，強化可再生能源電力消納責任權重的剛性約束，將消納責任權重分解至電力用戶和售電公司，將綠電交易逐步演變為類似于國外配額制下的強制綠證交易，充分發揮綠電交易推動綠色能源發展的作用。

其二，理順證電關系，做好綠電交易與綠證交易的銜接。目前，我國綠電交易與綠證交易并存，綠電市場“證電合一”和自愿綠證市場的“證電分離”造成雙市場機制下的證電關系混亂。建議盡快厘清強制綠證與自愿綠證的關系。將基于綠電交易的強制綠證作為（為）市場主體完成可再生能源消納責任權重的主要途徑，堅持“證電合一”，以物理消納量為完成消納責任權重的主要方式，綠證隨綠色電力交易流通至電力用戶、售電公司、電網企業等市場主體。自愿綠證可考慮“證電分離”，以強制綠證交易為主、自愿綠證作為補充方式，落實各地區消納責任主體責任。

其三，綠色電力交易與碳交易機制銜接。綠電交易和碳排放權交易都是推進能源綠色低碳轉型的重要市場機制，但綠電交易市場與碳交易市場可能存在重復支付環境費用的問題。需要加快研究通過CCER等機制建立綠色電力市場與碳市場的連接，避免電力用戶在電力市場與碳市場重復支付環境費用。

其四，盡快出臺與綠色電力交易配套的綠色電力消納認證體系，制定綠色電力消納認證的方法學和標準，盡快實現國內綠證與國際綠證的接軌。目前國內綠證尚缺乏有效認定，綠證的唯一性、有效性還沒有官方和權威機構的認證，導致國內綠證很難獲得國際社會認可。以Green-e和I-Rec為代表的國際綠電認證機構均采用“基礎框架+本地化”的模式，建立不同國家和地區的綠電認證標準。在開展我國綠色電力消納認證體系的同時，應加強與國際認證機構開展認證標準的互認互通，為我國企業應對國際低碳貿易壁壘提供有效途徑。