我国绿电交易相关政策及热点问题研究

2022-04-26 09:55 [政策导读] 来源于：电价研究前沿作者：司军艳顾丹妮

导读：在双碳目标指引下，我国已明确将要构建清洁低碳安全高效的能源体系，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。至2030 年，我国风电和太阳能发电装机容量预计将达到12 亿千瓦以上，并保持快速发展的势头，逐步成为我国电力系统的主力电源。因此

在"双碳"目标指引下，我国已明确将要构建清洁低碳安全高效的能源体系，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。至2030 年，我国风电和太阳能发电装机容量预计将达到12 亿千瓦以上，并保持快速发展的势头，逐步成为我国电力系统的主力电源。因此，我国电力市场规则设计也需向促进新能源消纳的方向转型优化。

2022年1月发布的《国家发展改革委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》将进一步快速推进我国统一电力市场体系的建立，绿电交易市场将是统一电力市场的重要部分。根据党中央、国务院加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的决策部署，按照国家发改委试点开展绿电交易的有关指导意见，国家电网公司、南方电网公司已组织建立绿电交易市场机制，既丰富了电力市场交易品种，又向社会传递出新能源发电绿色环境的价值信号，极大提升了能源企业与社会资本持续投资新能源产业的信心，有助于我国新能源科学发展。

面对日新月异的能源市场和逐渐凸显的能源消纳问题，对于各能源企业而言，了解绿电交易、知悉绿电交易市场中的政策规定及交易规则、关注绿电交易市场热点问题，是在能源结构转型浪潮中稳健发展的关键一步。

一绿电交易的概念

绿电交易特指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证。它是在电力中长期市场体系框架内设立的一个全新交易品种。[1] 简单来说，就是用户可以通过电力交易的方式购买风电、光伏发电，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电等可再生能源电量，消费绿色电力，并获得相应的绿色认证。[2]

二我国绿电交易发展现状及意义

我国传统电力市场中大部分由火电等常规能源参与，新能源发电主要由电网企业保障性收购。随着我国新能源的迅速发展及“碳达峰”、“碳中和”目标的提出，一方面，大规模、高比例的新能源电接入电网，对我国电力系统安全稳定运行带来巨大挑战，已有多地陆续出台相关政策，要求新能源项目配套建设或购买储能、抽水蓄能等，以提高调峰能力；另一方面，新能源平价时代的到来使得新能源项目收益受到影响，新能源环保属性的变现成为了各发电企业亟待解决的问题。

（一）我国绿电交易市场现状

在巨大的市场需求下，绿电交易应运而生。2021年8月28日，国家发展改革委、国家能源局正式函复《绿色电力交易试点工作方案》（以下简称“《方案》”），同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。

《方案》规定，目前参与绿电交易的市场主体需经地方政府主管部门准入，主要包括电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司。初期，售电方优先组织平价风电和光伏发电企业，平价新能源装机规模有限的省份可由本省电网企业通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿电，或由部分带补贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再领取补贴。

此外，《方案》还着眼于鼓励用户侧绿色电力消费，在试点阶段选取绿色电力消费意愿强、用电增长快的用电主体参与市场，支持售电公司推出绿色电力套餐，优化绿电产品设计，满足用户差异化的绿色电力消费需求。同时，绿电服务将进一步完善，依托电力市场统一服务平台，开设绿色电力交易专区，根据需要免除绿电交易服务费或优惠折扣，提供APP多渠道服务等绿色电力服务。

2021年9月7日，全国绿色电力交易试点正式启动，来自17个省份的259家市场主体，以线上线下方式完成了79.35亿千瓦时绿色电力交易。在首次绿电交易中，有68.98亿千瓦时在北京电力交易中心完成，剩余10.37亿千瓦时交易量在广州电力交易中心完成。初步核算，此次交易可减少标煤燃烧243.6万吨，减排二氧化碳607.18万吨。[3]

绿电交易市场的建立推动了我国电力交易的重大市场机制创新，此次全国绿电交易试点的启动，标志着我国绿电消费模式发展进入了新的阶段。

（二）我国发展绿电交易的意义

北京电力交易中心总经理史连军曾在采访中指出：“绿电交易不仅仅是原有中长期电力交易的扩展，更是我国电力市场一项重大的机制创新，核心就在于充分发挥市场作用，在交易价格上全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，促进全社会形成主动消费绿色电力、充分反映环境价值、促进新能源发展的良性循环，实现发用两侧共赢的目标。这是一个全新的起点，将开启我国绿电消费的全新模式。” [4]

1. 支撑新型电力市场发展

当前电力中长期交易机制主要面向火电设计，新型电力市场的建设迫切需要机制层面上的创新，开展绿电交易既丰富了市场交易品种，又拓宽了交易渠道，为新能源发电企业和终端用户直接交易搭建起桥梁，极大推动了电力市场化发展。

2. 促进新能源电力的消纳

尽管近年来风光利用率大幅提升，但当前弃风、弃光现象仍屡见不鲜。截至2021年1月至6月期间，全国弃风电量约126.4亿千瓦时，平均利用率96.4%，较上年同期提高0.3个百分点；全国弃光电量33.2亿千瓦时，平均利用率97.9%，较上年同期提高0.07个百分点。[5] 全国绿电交易市场的建立为新能源电力消纳提供了更便捷的渠道，释放了新能源发展潜力，赢得更大范围的消纳市场，同时缓解了绿电供大于求的市场局面，通过稳定的价格交易机制引导新能源项目的投资，激励新能源企业发展，有效促进新能源消纳。[6]

3. 推动电力消费结构优化

当前，我国电力消费结构低碳化转型进程缓慢，而绿电交易市场的发展一定程度上刺激了用户侧绿色电力消费，为新能源发展营造了良好的市场氛围，“十四五”期间，绿电交易将拉动新能源消费增长。

4. 缓解传统高耗能产业发展压力

“双碳”目标对产业结构低碳化发展提出了更高要求，钢铁、石化、建材等传统产业具有高耗能、高排放的“双高”属性，在环保至上的政策环境下限制了大量优质项目建设。绿电交易则通过以清洁能源替代传统能源的方式，从源头减少了碳排放，缓解了企业低碳转型压力，且具有绿电赋能的产品在国际市场中将具备更大的竞争力。

三我国绿电交易市场重要政策及交易规则解析

（一）重要政策规定

2022年1月18日，为全面促进消费绿色低碳转型升级，国家发展改革委等部门发布《促进绿色消费实施方案》，方案指出，要引导用户签订绿色电力交易合同，并在中长期交易合同中单列，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，且明确提出了建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制。这一方案的公布给予了绿电交易市场新的活力，即绿电中长期交易合同与对高耗能企业使用绿电的刚性约束将一定程度地保证我国绿电交易市场规模；而一旦允许用户通过购买绿电完成可再生能源消纳权重，将进一步有效刺激用户参与绿电交易市场的积极性。

同日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），该意见将“探索开展绿色电力交易”单列于“构建适应新型电力系统的市场机制”项下，指出应引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。该意见强调了绿电交易在新型电力系统的重要地位以及绿色电力的环境价值、市场价值，也为绿电交易市场赋予了“碳中和”时代的特殊意义，为绿电交易市场提供了新的发展路径。

2022年1月30日，国家发展改革委、国家能源局出台《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，该意见提出开展绿色电力交易试点，鼓励发电侧与用户侧或售电公司等签订长期购售电协议，并支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。这一文件除了鼓励签订长期购售电协议以保证交易稳定性及交易规模外，还创新地提出了将更多的新型电力市场主体纳入到市场中，进一步以市场化方式引导消费绿色低碳转型。

以上三份政策文件的相继出台，体现了我国对绿电交易市场的大力支持与探索，但由于市场仍不成熟，仅仅依靠政策中的原则性规定无法支持具体交易的开展，更为细致、可操作的电力市场交易规则对绿电交易市场的运行至关重要。

（二）重要交易规则

2020年6月10日，国家发展改革委、国家能源局联合修订印发《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号），明确电力市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。该规则一定程度细化了电量交易品种、更新了交易方式、放开了电量申报限制，并在电价构成中增加辅助服务费用，对于交易工作时限及偏差电量处理机制进行了调整，进一步推广了购售电协议模式，对于风电、光伏发电电费结算也作出了说明，即保障收购年利用小时数内的电量按照批复电价结算，超出部分通过市场交易方式结算。

在上述基本规则的基础上，北京电力交易中心于2021年9月发布《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（审定稿）》，国家能源局表示，该细则“全面总结了近3年来跨区跨省中长期市场运营的经验和问题，进一步健全市场机制、规范交易组织，促进市场有序运营”。就细则具体内容而言，其明确了可再生能源交易在执行中的优先地位，完善了具体交易流程，市场主体逐渐多元，并通过允许合同转让、回购、置换等建立健全合同交易机制，增强市场灵活性。同时，该细则通过跨区跨省优先发电合同纳入中长期合同管理范畴、新增月内交易由按需开市向定期开市、滚动开市过渡、增加滚动撮合的交易方式等进一步优化交易组织，且进一步强化了电力交易中心的市场信息披露责任，加强市场监控和风险防控 [7] 。

2022年1月10日，广州电力交易中心发布《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则》，其中部分具体规则与《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（审定稿）》基本保持一致。该文件明确，南方区域跨区跨省电力交易应首先通过市场交易落实跨区跨省协议，形成交易计划。跨区跨省协议计划确定后，再行按次序实现跨区跨省中长期交易连续开市，逐步实现省间市场交易与送（受）端省份中长期交易协同开展。在明确跨区跨省市场化交易规模并预留输电能力的前提下，也可以由相关交易机构分别组织送端、受端省内市场化交易和跨区跨省市场化交易，不区分先后次序 [8] 。

2022年1月25日，南方区域各电力交易中心联合发布《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，规定南方区域绿色电力交易的市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构，绿电交易包括直接交易和认购交易两种形式。绿电交易价格由电能量价格和环境溢价组成，具体根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。绿色电力的环境溢价可以作为绿证认购交易的价格信号，形成的收益同步传至发电企业，不参与输配电损耗计算、不执行峰谷电价政策。绿色电力交易按照“年度（含多月）交易为主、月度交易为补充”的原则开展交易，鼓励年度以上多年交易 [9] 。

四我国绿电交易市场热点问题解析

（一）目前我国绿电市场适用的交易规则及形式

由于我国尚无统一的绿电交易全国市场，也没有国家层面的绿电交易规则。目前全国范围内主要适用的仍是《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号），但部分区域电网已制定了相关细则，如《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》，以及南方区域电力交易市场探索的《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则》及《南方区域绿色电力交易规则（试行）》。

目前可以开展绿电交易的平台是由国家电网公司开发的“e-交易”电力市场统一服务平台，该平台设有绿色电力交易专区，理论上有权参与电力市场交易的电力用户可以通过挂牌、集中竞价、双边协商等方式完成绿电交易。但是实践中，由于电源稀缺、交易手续繁杂等因素导致采购到绿电并走完“e-交易”电力市场统一服务平台上全部程序并非易事。因此，建议有绿电需求的电力用户自行联系新能源发电企业以确保有可以交易的电源，然后找专业的售电企业采购绿电；当然也可以直接联系售电公司，由售电企业协助找到绿电电源，并完成后续交易流程。至于绿电交易协议，我国在国家层面没有统一的绿电交易格式文本，但有部分省份电网公司自行编制的范本，比如浙江省于2022年1月发布的绿电交易合同示范文本及各类参与交易主体的承诺书范本，可供参考和学习。

我国绿电交易市场只有中长期交易，现货交易尚未开启。但国调中心、北京电力交易中心已在尝试开展省间电力现货交易，北京电力交易中心已在2021年11月24日发布《省间电力现货交易规则（试行）》。目前已经开展绿电交易的省份包括北京、上海、浙江、江苏、广东、甘肃、广西、云南、贵州、四川、青海、海南等，部分省份尚未开放绿电交易市场。理论上来说，绿电交易可以跨省开展，但是由于平价新能源电源的稀缺、高价、本省保供等多重因素导致部分省份不愿意开展绿电跨省交易，有部分省份开展跨省交易也仅仅是试点交易，且交易规模有限。

（二）目前我国的绿电供需关系及成因

2022年3月15日晚间，欧盟碳关税（碳边境调节机制，CBAM）在欧盟理事会获得通过，因此虽然绿电购买成本增加，但某些出口型企业为满足欧洲碳税，碳足迹等要求，绿电购买需求仍在不断攀升，且出现了绿电供不应求的局面。

对于上述现象，笔者分析原因如下：

（1）享受补贴的存量光伏、风电项目需要放弃补贴才能参与绿电交易，因此，目前市场上绿电交易的主要来源是平价光伏、风电等新能源项目。自《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知》（发改办能源〔2019〕594号）发布以来，新建光伏及陆上风电项目陆续进入“平价时代”；根据国家财政部、发改委、能源局于2020年发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，2022年起，尚未建成并网的存量海上风电项目、新建海上风电项目也将全面取消国家财政补贴。目前，平价新能源项目数量仍然有限导致电源不足，部分新能源发电企业看涨绿电价格，因此也出现惜售的心态。

（2）新能源项目大部分建设在西北地区，绿电用户在东南部地区，绿电交易需要跨省进行。根据《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）的规定，跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独收取；未明确的，暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算，报国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，也可由市场主体协商确定承担方式。

因此，跨省绿电交易的电网通道费即“过路费”导致交易成本的大幅增加，这使得绿电交易价格高出传统煤电价格2-5分，也让部分高耗电力用户望而却步。

（三）绿电与绿证

绿证是可再生能源电力环境价值的证明，主要作用于发电侧。但采取自愿交易模式的绿证交易目前市场规模十分有限，且企业购买绿证并不能证明真正使用了物理属性的绿色电力，因此无法满足出口型企业免除碳关税等需求，也导致我国绿证交易市场依然惨淡。

我国电力交易市场曾长期处于“电证分离”的状态，但随着2021年9月7日全国绿色电力交易试点正式启动，我国对绿电交易与绿证制度的衔接又有了新的探索。

在首次绿电交易中，所有参与交易的市场主体都会收到一份绿色电力消费证明，该份证明利用区块链公开透明、多方共识、防篡改等技术特点，记录了绿电生产、传输、交易全流程信息，且具备全国唯一性和权威性。未来，这份由北京电力交易中心和国网区块链司法鉴定中心出具的绿色证明，将成为所有参与绿电交易市场主体的“标配”，以充分激活市场在资源优化配置中的决定性作用，促进绿色电力消纳，进而面向国际社会提供可视化的绿电消费证明，提升我国绿色品牌的国际认可度，促进我国绿色能源产品出口 [10] 。可以期待，未来绿证的激励作用在一定程度上也能鼓励用能企业购买绿电，绿证交易与绿电交易将拥有更为成熟的衔接制度，相互促进，共同发展。

（四）绿电交易市场发展远景

据报道，2022年3月，国电投广东电力已与巴斯夫签署国内首个25年期绿电PPA协议 [11] 。不少专家认为25年期的PPA是比较大胆的尝试，但长期合同弹性不足，需要着重考虑电量需求、价格浮动的问题，由于绿电交易发展尚不成熟，实际操作中仍然存在障碍，目前无法推断25年长协是否会成为我国绿电交易的主流模式，但确实存在一定的发展空间。值得注意的是，即使双方签署了25年期的PPA协议，在电力交易机构进行备案和登记的合同仍需要签署每年一次的PPA协议，即电力交易机构不支持超过一年期的绿电PPA协议。

对卖方而言，市场利润及市场规模有限。对买方而言，目前绿电交易与绿证制度、碳市场尚未良好衔接，电源稀缺、绿电价格偏高。但湖北已经开始探索绿电交易与碳市场挂钩，且国家发展改革委等部门关于印发《促进绿色消费实施方案》的通知（发改就业〔2022〕107号）也提出了建立绿电交易与可再生能源消纳权重挂钩机制，此类市场间的协调发展将进一步推动绿电交易市场的健康发展。

五我国绿电交易市场完善建议

基于目前我国绿电市场的相关政策与交易实践，为加快推进绿电市场走向成熟，仍需从以下方面对市场交易机制、发展模式等进行完善：

第一，从政策层面加强绿电价值挖掘和绿电市场主体培育。从生态文明建设要求出发，全面评估并不断提升绿电价值，不断强化绿电的发展导向。参考国际的做法和经验，立健全绿电产品的环境认证机制和消纳认证机制，探索绿电消费与绿色金融贷、企业能耗评价、绿色工厂评定、零碳园区建设、用能权等挂钩的运营机制，进一步彰显绿电的环境效益 [12] 。在2022年1月已发布的《促进绿色消费实施方案》的基础上加强绿色低碳理念宣传力度，引导全社会树立清洁消费的低碳理念，培育绿电消费需求，不断凝聚绿电消费的共识。

第二，逐步完善绿电市场运营机制。可以结合交易实践情况开发更为多样化的市场模式，拓展绿电交易渠道，简化绿电市场交易环节和流程，适时建立配额制的强制绿电交易市场，激发购售电双方的交易积极性。绿电交易市场发展到后期，可以考虑建立全国统一的绿电交易机制、编制全国性的绿电交易规则，构建统一市场体系下的碳减排核算标准，形成合理绿电交易价格机制，完善绿电追踪配套机制，进一步发展省间现货交易。注重绿电输送环节的激励性机制设计，针对我国绿电生产和消费的区域特征，不断扩大并优化绿电传输渠道，科学核定绿电输送成本空间，充分调动绿电输送的积极性。

第三，注重绿电市场与绿证市场、碳市场的衔接。目前虽然已有交易试点探索各市场的衔接模式，但仍然缺少成熟的政策规定，市场实践仍然不足。未来，应注重政策对绿电、绿证与碳交易市场逐步衔接的引导作用，积极探索模式创新，制定多市场协同发展的实施方案。与此同时，配套的价格组成、计算标准等也应在交易规则中进行更新，避免用电企业重复支付环境费用，鼓励用电企业参与绿电交易，以实现多元市场协同发展的最终目标。

第四，进一步发挥国际合作在绿电交易市场发展中的作用。在市场相对稳定时鼓励外资融入我国清洁低碳能源产业创新体系，同时严格知识产权保护。加强绿色电力认证国际合作，建立国际绿色电力证书体系，积极引导和参与绿色电力证书核发、计量、交易等国际标准研究制定。推动建立中欧能源技术创新合作平台等清洁低碳能源技术创新国际合作平台，支持跨国企业在华设立清洁低碳能源技术联合研发中心等 [13]。

结　语

当前，我国绿电交易尚处于试点、摸索阶段，参与市场的主体有限，涵盖的能源类型仍不全面，政策规定多变且以宏观把控为主，市场中的各类风险也尚未凸显。虽然随着绿电市场的进一步完善，将会颁布更加符合市场需求的交易细则，但对于各电力市场主体而言，追随现有政策导向，关注电力市场最新交易规则及交易动态，与市场共同发展，方为实现“双碳”路径的最佳选择。

笔者团队长期服务于大型新能源发电企业，专注于研究新能源项目融资并购、电力市场、碳金融等领域理论与实践，有任何问题欢迎联系我们。

绿电交易的顺利开展离不开国家及地方政策的支持和规制，为了更好地了解绿电交易在我国的发展方向，便于后续对绿电交易法律风险的分析，笔者总结、梳理了绿电交易相关的部分政策，并制表如下，供读者参考：

（编辑：东北亚）

我国绿电交易相关政策及热点问题研究

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