綠電交易一周年，難點和對策

郁娟　王赫　葉睿琪

全國綠電交易試點開啟已屆周年，通過剖析一年來的綠電交易案例，并與參與綠電交易的先行企業進行訪談，我們看到了綠電交易帶來的積極改變，也發現了目前交易機制之中存在的諸多難點。

2021年9月7日，中國的碳中和之旅迎來又一個里程碑時刻：國家發改委、國家能源局復函國家電網和南方電網，綠色電力交易試點由個別省市正式向全國更多地區鋪開。這一旨在貫徹中國“雙碳”戰略的部署為企業主動使用綠色電力提供了市場機制。

綠電交易試點以來，涌現出一批“綠電采購先行者”，科技企業在其中備受矚目。國際環保機構綠色和平與清華四川能源互聯網研究院的研究顯示，2021年至今，中國科技企業已交易至少75億度的綠色電力，其中不乏騰訊、阿里巴巴、萬國數據等頭部企業的身影。

目前，企業在以綠電消費為核心的低碳轉型中，可選擇的路徑不斷豐富，包括綠色電力交易、投資以及自建新能源電站、綠證交易、綠電+儲能與需求側響應模式等。

但是，綠色電力交易機制在過去一年中也暴露出一些急需補足的短板。

綠電定價機制有待完善

“價格”是本文作者訪談參與綠電交易的企業時經常聽到的一個詞。

綠電市場化交易定價，主要由電能量價格和環境溢價兩部分組成。去年下半年至今，電力供應短缺導致電價高漲，燃煤發電基準價上下浮動范圍放寬之后，多省市2022年的年度、月度火電中長期交易價格同比上漲10%-20%。

綠電交易價格也因此受到波及。根據公示信息，2022年廣東綠電長期交易協議成交均價較煤電基準價高6分/千瓦時，較火電成交均價高1.7分/千瓦時。

增加的這一部分成本往往由企業獨自承擔，因為當前全社會尚未形成綠色消費習慣，消費者為綠色產品支付環境溢價的意愿仍然較低，企業難以通過抬升下游產品價格，把溢價成本傳導至消費端。

在這一現狀下，多數受訪企業都表示對溢價的接受程度有限，希望能采購到價格更加低廉的綠電。

而從電力系統的角度來說，綠電電量的消納成本如何在各個市場主體之間合理公平分攤，形成有效的價格信號，既鼓勵綠電項目投資與靈活性資源的開發，又促進用戶開展大規模綠色電力消費，將是未來的重點。

頭部互聯網云服務與數據中心企業綠電市場化交易例子

資料來源：綠色和平、清華四川能源互聯網研究院報告《科技企業綠電消費新浪潮：案例、挑戰與建議》 制表：顏斌

多年期綠電交易有待普及

綠電市場化交易，按交易范圍可分為省內交易和跨省、跨區交易，按時間周期可包括年度（含月度）協議和長期（多年）購電協議。其交易標的為附帶綠證的風電、光伏等新能源發電企業的上網電量，主要包括未享受補貼的平價項目或自愿承諾退出補貼的電量。

企業簽訂購電協議后，由國家可再生能源信息管理中心、電力交易中心核發可再生能源綠色電力證書（下稱“綠證”），綠電從發電方劃轉給購電方，企業的低碳行動有“證”可查。

與一年或以月度計算的交易不同，“長期購電協議”（Power Purchase Agreement，PPA），泛指電力用戶和發電廠之間直接簽署的長期電力采購合同，合同期限通常長達10年到20年。在歐美等電價完全放開的市場，這類交易可以幫助企業鎖定綠電價格，避免能源價格波動帶來的電力成本上漲風險。

國際化工龍頭企業巴斯夫是該路徑的領先探索者。今年上半年，巴斯夫中國分別與國家電投（廣東）、資管公司博楓簽訂了綠電相關的合作協議，其交易周期都長達25年。

不過，目前國內的綠電交易市場中，巴斯夫的案例還屬少數。調研顯示，當前中國PPA合同的簽署呈現散點狀態，且信息披露有限。

在供應端，由于存量可再生能源電量核準早、價格高、補貼高、享受電網保障性收購，發電企業缺乏意愿放棄補貼進入交易市場。而到交易磋商環節，買賣雙方又易遇“定價難”的問題。中國2015年啟動新一輪電力市場改革，在此之前，中國電力行業主要由政府定價，買賣雙方自由磋商、確定多年協議價格的經驗較少，未形成“多買多賣”的格局，交易定價缺乏依據。

由于上述因素，當前市場中的綠電PPA實際多為“合作框架協議”——僅確立合作意向（與交易總量），每年交易電量、交易價格都留待進一步商談。

巴斯夫與博楓簽署的協議則固定了交易價格，該筆交易鎖定的是博楓一處尚處于開發建設階段的發電項目。此外，巴斯夫還稱，其采用了“平準化度電成本”（LCOE）標準作為定價依據。平準化度電成本是一種常用于新能源的成本分析方法。但巴斯夫相關人士透露，其多筆已執行或正在計劃中的綠電交易，價格遠未達到當前市場中的普遍溢價水平。

跨省跨區交易需求亟待滿足

綠電需求企業多分布在經濟較發達的中東部地區，而綠電供給仍以三北地區居多——這一供需錯配的局面，使得企業對跨省、跨區交易需求旺盛。

不過，當前綠電省間交易還處于試點階段，并未常態化展開。企業需求通常由電網企業匯總上報，而實際交易展開還有賴于電力交易中心不定期的組織。如數據中心運營商萬國數據，去年在北京電力交易中心組織下，與山西大同一家光伏企業達成了交易。

除交易時機不確定外，交易流程復雜、合同手續繁復、送方省份受可再生能源電力消納責任考核影響缺乏電力外送意愿等因素，一定程度上也給省間綠電交易帶來了挑戰。

隨著電力市場改革的推進，上述局面有望破解。北京首都交易中心今年6月發布公告稱，將常態化組織向臨近省區購買綠電，為有需求的企業開辟跨省交易通道。6月23日，北京市與山西省電力主管部門協調，組織了北京今年首次大用戶跨省跨區月度綠電直接交易，合同成交電量2100萬千瓦時。8月5日，國網上海電力公司也助力三家電力用戶開展了首筆甘肅—上海的跨省綠色電力交易，成交電量超1800萬千瓦時。

四點政策建議

針對上述難點，政策制定者可以從以下角度思考，以更好地釋放綠電消費潛力。

首先，降低省間交易門檻。當前跨省、跨區綠電“點對點”交易的渠道還未打通，交易品種、合同周期等不夠靈活，不能及時滿足購電企業的需要。不少企業表示希望能盡快突破試點交易，擴大跨省、跨區交易規模。

我們認為，通過跨省跨區通道輸送新能源電力，將是未來新能源消納的重要途徑，降低省間綠電交易門檻是關鍵的機制保障。

其次，完善綠電消費與碳市場、能耗“雙控”機制的聯動。當前，中國電力市場與碳市場分別由不同的政府機構負責管理，運行相對獨立，綠電交易企業雖然支付了環境溢價，但在碳市場中進行碳排放核算時，綠電被看作普通電力算入間接排放，喪失了綠電的環境價值。

我們在與企業溝通時獲知，在實際政策實施中，對于企業十分重要的“能耗指標”（固定資產投資項目節能評估）管理仍未與綠電消費或碳減排打通。在積極提升綠電使用比例之余，企業希望能在“能耗指標”方面獲得一定的豁免權或者優先權。我們建議：完善電-碳聯動機制，推動綠電、綠證交易結果在碳市場得到互認，出臺相關實施細則，在排放量核算中將綠色電力相關碳排放量予以扣減。

再次，加強綠證公信力。在我們與企業的訪談中，高質量的綠色電力是受訪企業普遍表達的訴求。企業一方面會盡量避免項目的綠色屬性被重復計算或重復激勵;另一方面，在認購交易中，若綠電來源不清晰，缺乏證明憑據，用電企業就不會采購。

將綠證作為綠電環境權益唯一標識的公信力，應是政策制定者的當務之急。理順綠證與超額消納量、CCER（國家認證的企業自愿減碳量）之間的關系，最大化避免重復計算，方可有效提升綠證在國際社會的認可度。

最后，進一步引導和鼓勵企業的綠電消費行為。盡管在“雙碳”目標下有多個政策文件鼓勵企業使用可再生能源，但在近期電力價格上漲等因素沖擊下，企業消費綠電的動力正在減弱。

建議政策制定者將綠電交易和可再生能源消納責任權重掛鉤，將市場化用戶通過購買綠電或綠證納入可再生能源消納責任權重。

（作者均供職于國際環保組織綠色和平;編輯：馬克）