綠色電力交易特指以綠色電力產(chǎn)品為標的物的電力中長期交易，是電力中長期市場體系中的全新交易品種。開展綠色電力交易是為了將新能源的電能價值和環(huán)境價值打包進行交易，以實現(xiàn)新能源“證電合一”的市場化交易模式，滿足發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶等市場主體出售、購買、消費綠色電力的需求，引導全社會形成主動消費綠色電力的共識，激發(fā)供需兩側(cè)潛力，推動綠色能源發(fā)展。

為落實黨中央、國務(wù)院關(guān)于碳達峰、碳中和的戰(zhàn)略部署，加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，我國大力推進以沙漠、戈壁、荒漠為重點的大型風電、光伏基地建設(shè)。預(yù)計到2022年末，西北電網(wǎng)將成為國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)首個新能源裝機為第一大電源的區(qū)域電網(wǎng)，新能源裝機將達到1.84億千瓦，占總裝機容量的47%。西北電網(wǎng)作為跨區(qū)外送的主力軍之一，新能源裝機容量、上網(wǎng)電量占比及外送電量逐年提高。為促進新能源良性發(fā)展、推動電力消費結(jié)構(gòu)優(yōu)化、支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè)，還需加快推進綠色電力交易市場建設(shè)、完善綠色電力交易制度。本文梳理西北地區(qū)綠色電力交易現(xiàn)狀，分析綠色電力交易存在的問題，并對完善和推廣綠色電力交易提出相關(guān)建議。

(來源：中國電力企業(yè)管理 作者：李強等 本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年04期，作者李強供職于寧夏電力交易中心有限公司，作者劉瑞豐、劉靜供職于國家電網(wǎng)有限公司西北分部，作者魏博遠供職于華能銅川照金煤電有限公司)

綠色電力交易開展情況

按照國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于《綠色電力交易試點工作方案的復(fù)函》(以下簡稱《復(fù)函》)要求，國家電網(wǎng)有限公司組織北京電力交易中心制定建立綠色電力交易市場機制，并于2021年9月7日啟動了綠色電力試點交易，在全社會形成了良好的示范效應(yīng)，有效傳播了綠色低碳理念。為積極落實綠色電力交易，西北各省區(qū)在試點工作方案的基本原則之下，研究并出臺了省(區(qū))內(nèi)綠色電力交易相關(guān)政策和交易規(guī)則。甘肅省在《2022年省內(nèi)電力中長期交易實施細則》中明確，設(shè)立獨立的綠色電力交易品種，有綠色電力需求的用戶直接與發(fā)電企業(yè)開展交易，優(yōu)先組織、優(yōu)先安排、優(yōu)先執(zhí)行、優(yōu)先結(jié)算;寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委于2022年2月印發(fā)《關(guān)于調(diào)整2022年電力直接交易相關(guān)事項的通知》，明確試點開展綠色電力交易，并規(guī)范綠色電力交易準入主體、交易組織、電費結(jié)算等相關(guān)事宜。

2022年一季度，西北相關(guān)省(區(qū))通過統(tǒng)一交易平臺探索開展了省間及省內(nèi)綠色電力交易，形成了實踐經(jīng)驗。

省間綠色電力交易情況

2022年一季度，西北電網(wǎng)通過北京電力交易平臺開展省間綠色電力交易2.14億千瓦時，根據(jù)北京電力交易平臺發(fā)布的結(jié)果：甘肅省送出0.27億千瓦時、青海省送出0.29億千瓦時、寧夏回族自治區(qū)送出1.59億千瓦時。按電源類型統(tǒng)計，光伏企業(yè)送出1.94億千瓦時，占比近91%;風電企業(yè)送出0.20億千瓦時，占比9%。按落地省統(tǒng)計，西北電網(wǎng)送出的綠色電力全部由華東地區(qū)購入，其中浙江省購入2.16億千瓦時，上海市購入0.88億千瓦時。

省內(nèi)綠色電力交易情況

2022年一季度，寧夏回族自治區(qū)完成省內(nèi)綠色電力交易2.71億千瓦時，成交均價高于燃煤火電基準價93.14元/千瓦時;陜西省完成省內(nèi)綠色電力交易0.02億千瓦時，成交均價高于燃煤火電基準價30.00元/兆瓦時。

通過探索實踐總結(jié)發(fā)現(xiàn)，西北地區(qū)一季度省間省內(nèi)綠色電力交易整體呈現(xiàn)以下兩個特點：一是綠電交易溢價較高;二是成交電量總體偏少。反映出綠色電力交易面臨的問題。

綠色電力交易存在的問題

新能源的綠色價值未充分體現(xiàn)

開展綠色電力交易的初衷是為了體現(xiàn)新能源的綠色價值。但當下電力用戶參與綠色電力交易的主要動力源自于政府引導與價格信號，導致2022年一季度省間省內(nèi)綠色電力交易成交量總體偏少。

從西北電網(wǎng)完成的2022年一季度省間綠色電力交易情況來看，絕大部分成交量源自于政府引導。造成這一現(xiàn)象的主要原因是，在稅收、碳市場、金融市場等其他相關(guān)領(lǐng)域，促進電力用戶消費綠色能源的配套政策和整體設(shè)計還有所欠缺，導致電力用戶對新能源綠色價值的關(guān)注度不高。經(jīng)與華東地區(qū)部分參與綠色電力交易的出口型電力用戶了解，用戶參與綠色電力交易后，較高的溢價無形之中為企業(yè)增加了經(jīng)營成本，但是在減免關(guān)稅等方面尚未有明確的政策支持，或者政策力度不夠，導致用戶參與綠色電力交易的積極性大打折扣。已參與綠色電力交易的用戶，大部分也只是為了提升企業(yè)的知名度，履行推動低碳轉(zhuǎn)型的社會責任，并非以獲取新能源的綠色價值為出發(fā)點參與交易。

從省內(nèi)綠色電力交易情況來看，電力用戶對綠色電力成交價格的關(guān)注度遠高于新能源的綠色價值。以寧夏回族自治區(qū)為例：參與交易的電力用戶均為高耗能用戶，非高耗能用戶沒有參與交易。究其原因是按照1439號文件相關(guān)要求，寧夏火電與高耗能用戶交易價格較燃煤基準電價上浮接近50%，而綠色電力的成交價格略低于火電的成交價格，因此高耗能用戶參與綠色電力交易可帶來更高的經(jīng)濟效益;而對于非高耗能用戶而言，綠色電力的成交價格要高于火電的成交價格，就導致非高耗能用戶參與綠色電力交易的意愿較低。

參與綠色電力交易的新能源規(guī)模受限

根據(jù)相關(guān)政策要求，綠色電力交易優(yōu)先組織“無補貼的新能源”電量參與交易，已納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內(nèi)的新能源作為補充。“帶補貼的新能源”電量參與綠色電力交易時，交易電量不計入其合理利用小時數(shù)，不領(lǐng)取補貼。因此，在更多地以價格信號為導向的綠色電力交易市場中，參與綠色電力交易的新能源發(fā)電企業(yè)主要以平價項目為主，以及少量的補貼較低的競價項目;而“帶補貼的新能源”參與綠色電力交易的溢價空間有限，降低了其參與綠色電力交易的積極性，導致參與綠色電力交易的新能源規(guī)模有限。

綠色能源消費激勵政策未能有效貫通

2019年5月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，明確各省級行政區(qū)域設(shè)定可再生能源電力消納責任權(quán)重，售電企業(yè)和電力用戶協(xié)同承擔消納責任。但是，大多數(shù)省份可再生能源消納責任權(quán)重指標還停留在省(區(qū))級總量完成層面，暫未細化各電力用戶需履行可再生能源消納責任權(quán)重的具體配額，也暫未明確用于各電力用戶未完成可再生能源消納責任權(quán)重時的考核標準，導致電力用戶完成可再生能源消納責任權(quán)重、參與綠色電力交易的積極性不強。

促進綠色電力交易的相關(guān)建議

鑒于以上問題，為引導全社會形成綠色電力消費共識，還需通過健全新能源參與市場機制、完善電力市場價格體系、完善綠色電力消費激勵政策、貫徹落實新能源平價上網(wǎng)政策、建立綠色電力交易與碳市場的銜接機制等措施，多管齊下、多措并舉，鼓勵新能源企業(yè)及電力用戶主動參與綠色電力交易：

健全新能源參與市場機制

2021年11月，中央深改委第22次會議指出，有序推動新能源參與市場交易，發(fā)揮電力市場對能源清潔低碳轉(zhuǎn)型的支撐作用。2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，明確到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，跨省跨區(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制初步形成。

西北五省(區(qū))的新能源裝機占比普遍較高，新能源市場化電量占新能源上網(wǎng)電量比重較大。西北各省(區(qū))應(yīng)繼續(xù)加強新能源參與綠色電力交易的市場機制研究，推動中長期市場逐步實現(xiàn)連續(xù)運營，逐步建立適合新能源的分時段、帶曲線交易，實現(xiàn)新能源綠色電力交易等交易品種由電量向電力轉(zhuǎn)變。同時，建立高比例新能源情景下反映電力供需時段特征的分時價格信號，持續(xù)拉大峰谷價差，切實發(fā)揮市場作用，引導新能源企業(yè)參與綠色電力交易。

完善電力市場價格體系

隨著中長期市場建設(shè)不斷推進、現(xiàn)貨市場建設(shè)全面啟動，火電、新能源、水電等不同成本電源全部參與交易。不同電源類型可以參與不同交易品種，如新能源企業(yè)可以參加省間外送交易、省內(nèi)電力直接交易、自備替代交易、綠色電力交易等，各交易品種間市場空間和交易價格相互耦合、互相影響。同時，按照1439號文件要求，電力用戶又需分為高耗能用戶和非高耗能用戶，用戶側(cè)的價格亦呈現(xiàn)多樣性特征。因此，應(yīng)當認真分析各類型電源發(fā)電成本，加快完善市場價格體系，合理應(yīng)用分電源、分用戶類別的分場交易，適時推動同臺交易，全面反映新能源電能量和綠色價值。

完善綠色電力消費激勵政策

為提高電力用戶參與綠色電力交易的積極性，國家和地方政府還應(yīng)出臺更加完備的綠色電力消費激勵政策體系，明確電力用戶參與綠色電力交易的電量不納入電力用戶能耗消費總量，鼓勵用戶主動參與綠色電力交易，加快我國能源消費綠色低碳轉(zhuǎn)型。

貫徹落實新能源平價上網(wǎng)政策

2019年1月國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》，標志著風電、光伏正式進入無補貼平價上網(wǎng)時代。2021年6月國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》，明確2021年起對新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，中央財政不再補貼，實行平價上網(wǎng)，同時明確新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網(wǎng)電價。為逐步擴大參與綠色電力交易的新能源規(guī)模，應(yīng)加快推進平價新能源項目投資建設(shè)，引導新建新能源參與市場化交易，鼓勵“帶補貼的新能源”參與綠色電力交易，更好地體現(xiàn)光伏發(fā)電、風電的綠色電力價值。

建立綠色電力交易與碳市場的銜接機制

2021年7月，全國碳市場正式啟動。碳交易市場中的參與者主要為控排企業(yè)，而新能源企業(yè)可通過開發(fā)和出售碳減排資產(chǎn)(CCER)參與其中，因此綠色電力交易與碳市場具有共同的市場主體。為促進電力用戶能源消費結(jié)構(gòu)優(yōu)化，助力新能源行業(yè)健康有序發(fā)展，應(yīng)加快建立綠色電力交易與碳市場的有效銜接機制，通過市場化手段，引導電力用戶購買可追溯、可評估、可認證的綠色電力產(chǎn)品，在碳排放履約中核減相應(yīng)的碳排放量，降低電力用戶在碳市場的履約成本，從而鼓勵各行各業(yè)消費綠色電力，形成良性的綠色能源消費循環(huán)經(jīng)濟體系。

關(guān)鍵詞： 綠色電力交易 新型電力系統(tǒng)建設(shè) 新能源參與市場機制 電力價格體系