电力现货环境下的绿电市场化交易机制研究

湛江电力有限公司 李彩芹

1 现货环境下的绿电交易机制

1.1 新能源绿电电量交易

在绿电交易采用单电量交易方式下，假设用户侧绿电合同电量q、实际用电量为Q、绿电合同电价pg、常规中长期合同电价（或超用电价）pc，在不考虑输配电价和政府性基金的情况下，当Q≥q时用户侧的购电费用F=q×Pg+(Q-q)×Pc。消费者购买绿色电力时需考量的是实际的绿色电力需求。假定绿色电力采购的电价高于传统的中长期电力合约，消费者购买绿色电力所需电力附加费用为Fg=q×(Pg-pc)。

1.2 绿电电量合同曲线分解机制

绿电交易是一项中长期交易，与绿电消费凭证挂钩，具有证电合一的特征，因此绿电交易的电力交易须以物理方式消纳。目前我国的现货试点建设多采取集中式现货市场+中长期金融合同为主，现货环境下的中长期合约主要以金融结算方式进行。绿电交易的物理、优先执行与电力现货交易中的合同融资结算存在不协调之处。

按照《绿电交易试点工作方案》的规定，对现行中长期电力交易实行时段划分、曲线形成等，实行优先实施、结算，经济损失由市场主体自己承担。在广东、浙江等地，由于新能源尚未介入传统的中长期交易和现货市场可采用过渡性方式，即发电端仍按单个电量合同进行交易，而客户方的绿色电力合同则会对其它交易产生一定影响，需将电力合同分成不同时段，以绿色电力合约的价格在现货市场上进行结算。

1.3 案例分析

假定某客户购买了1000万kWh绿电，绿色电力的价格是每度0.49元。如该客户是电价不敏感的生产型客户，则假定其发电负荷为4000万kW，根据光伏典型曲线分解该绿电合同，该公司需支付购电费用为1015.6万元，按照风电典型曲线分解该绿电合同，该企业需支付购电费用为1012.9万元，按照全社会负荷典型曲线分解该绿电合同，该企业需支付购电费用为1009.3万元。

由于绿色电力具有现货交易特点，在电力现货交易中，由于电力需求曲线和电力市场的真实需求曲线不匹配，使得电力市场电力需求发生变化。为降低客户方的偏移，在进行中长期交易时用户应考虑到绿色电力曲线的分解形式，尽量使其符合用户的电力需求曲线。而绿电交易也涉及到绿色电力消费凭证的发行，因此现货市场上的中长期电力合约大多是财政契约，用户可不去履行，因此现货结算结果与绿电合同难以匹配。绿电消费券的使用需在事后根据使用者的实际用电量来决定[1]。

2 绿电交易发展历程及绿电交易现状问题

为引导全社会进行绿色消费、推动消纳，我国于2017年颁布了可再生能源绿色电力认证及自愿认购交易系统（简称“绿证交易”），新能源企业根据发电量可申领相应的绿证，各类机构、企事业单位及个人均可自愿认购绿证，一个证书对应1000kWh电量。因绿色证书销售后对应的电力将不会得到政府补助，而浙江省电力价格一般在0.2～0.6元/kWh之间。由于绿证交易的数量较少，因此公司对绿电的采购需求也在持续增加，如欧盟提出了对产品全流程的碳排放控制、跨国公司的社会责任、碳指标控制等，都需在生产过程中一定比例或全部使用绿色电力。在这种背景下绿电交易应运而生，它为需要绿电的市场主体提供了一种新的交易方式，并以交易价格来反映其环保价值。

浙江于2020年12月率先启动电力客户与风电场的绿色发电试点，宁波某外贸公司和风电公司通过点对点交易完成了第一批1400万kWh绿电，而客户只需多出1毛钱。巴斯夫（中国）有限公司和华润公司于2021年6月22日在广东电力交易中心完成了广东省第一次可再生能源交易，交易额为245万kWh。国家发改委、国家能源局于2021年8月28号批准了《绿色电力交易试点工作方案》，并于9月7号正式在全国开展了绿电交易，举办了17个省份259家市场主体参加的第一次绿电交易，成交电量79.35亿kWh。国家发改委、工信部、住建部、商务部等部门在2022年初出台的《促进绿色消费实施方案》中，提出要在全国范围内充分挖掘绿色能源的潜力，鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色能源，并发挥示范效应，促进出口企业多、经济可持续发展的区域逐步提高绿色能源消费比重。

广东可再生能源发电市场的年交易量为679亿kWh，平均每kWh51389厘。江苏2022年全年交易电量9.24亿kWh，平均每兆瓦时462.88元。浙江省绿电交易在2022年3月25日的全年总发电量已超过十亿kW，达10077亿kWh。《南方区域绿电交易规则（试行）》于2022年2月25日正式发布，将新能源企业的“绿证”与“绿电”业务相结合。新能源的绿色发电将由国家能源局统一发放，销售公司和用户可通过绿电交易从新能源公司购买绿电，并按照交易的结果将其绿证发放给购买了绿电的公司。新能源参与绿电交易已步入市场化运作的新阶段。

2.1 现有市场体系对绿电交易支持力度不够

绿色电力进入省际、跨省市场的市场准入还没有完全放开，各省市间的市场规则存在很大差别，短期交易品种缺乏，特别是偏离度考核风险高，参与现货的模式还没有明确，这些都限制了绿电交易发展。

2.2 绿电交易缺乏活力

其主要原因是：存量项目审批早、价格高、补贴高，缺乏意愿放弃补贴入市；边际成本较低，难与其它电源共存；电力系统的非可控性、中长期电力负荷预测难度大、与电力需求曲线不相适应、进入市场后存在着评估偏差的风险；享受电力市场的保障，税收优惠，与市场准入相比有很大的优势。以上种种因素使发电公司积极参与程度不高。另外，由于电力市场供求关系紧张，电力市场的绿色电力电价仍以指导电价为主，而环保属性的溢价又较低，因而降低了电力公司的交易热情。绿色电力平价工程目前投入规模尚小，已投产的绿色电力项目中放开参与市场交易的比重很低，这也是限制电力交易规模的一个重要因素。

2.3 绿电比例过高

高比例的绿电进入市场会使电力价格与电力的总成本背道而驰，现行电力价格体系不能适应。随着绿色电力比重的提高，电力边际电价将经常出现底价、尖峰价，从而会对绿电项目的投资决策产生影响，同时也难以实现高成本的投资回收。

2.4 缺少疏导机制

绿色电力的外部成本对社会造成很大影响，必须采取稳健的引导机制。由于系统调节成本、电网建设成本等外在成本传导机制还不完善，必须对外部成本的贡献方和受益方进行分类，并确定合理的成本分担方法。在2021年12月的中央经济工作会议上，明确了在能源总量控制方面，将新增的可再生能源和原材料能源不列入总量控制范围，争取早日实现由“双控”到总量与强度的“双控”。当前，企业对绿色能源的购买暂时不能享受“双控”、不能享受到碳配额、通过建设绿电项目来减少排放的CCER机制还没有启动，绿色消费的节能减排效果并不被承认。

2.5 绿色电力的未来波动断续增加

目前各省都面临着电力消纳难题。由于新能源大规模并网所带来的波动、断续问题，各省将很难应对，西电东送的潮流分配会出现方向性变化，目前网省两级运行的市场格局有待完善。跨省输变电定价模式的确定依据是确定的发电量方向和规模，也不利于绿色电网的多方向灵活的消纳。

3 完善绿色电力市场机制的思考

推行绿色电力绿色认证体系，推动绿色电力生产、交易、消费、结算等全生命周期跟踪和追溯。在南部地区实行“证随电走”和“证电分离”两种绿色许可证的管理模式，其是由市场主体自行选择的。

3.1 制定更广泛的市场机制，以促进消纳

在省级市场完全消纳的前提下，以地区市场为保障，实行统一均衡，实行“统一市场、统一规则、统一组织、统一认证”的制度。地区市场重点是加强省内新能源调剂力度，拓宽临时消纳渠道。绿色电力首先是电能量商品，能根据普通产品的规律自由流动、自主交易、优化配置；其次，由于绿色电力的波动性、时断时续性，因此要将整个地区的各种调节资源集中起来，实现更大规模的均衡[2]。

“十四五”时期我国新能源消费将主要集中在省内，而省外的临时供用电则是其主要的补充。新能源的波动性、间歇性是由各省内部进行的，当各省内部没有办法时才会采取跨省的临时消纳措施。以省内多能互补打捆交易、发电权交易、调峰市场、容量补偿、储能和抽水交易等调节性市场机制为基础，以跨区域、跨省的电力现货交易、电力现货交易、电力交易、抽蓄购电交易、调频市场等为主要的调控手段和保障措施，在现货试点或区域现货运行后，以“出力预报”或“报量不报价”的方式，适时转换成“报量报价”参与交易。

3.2 市场主体区分存量和增量

以存量电站基础电量为优先，确保新增工程逐步进入市场。存量带补贴的电力市场，将根据各省现行的电力市场交易制度，以电力市场为基础，不会对补贴的实施产生任何影响。目前已有594亿kW的电力储备，继续保持电网保障采购，作为向居民、农业和电网代理商提供电力的优先供应。按《南方区域绿电交易规则》实施增量平价项目，按照规划中所建议的市场发展阶段进行市场整合。库存项目承诺放弃、延期补贴或补贴完成后，可作为增量平价项目进入市场进行交易。

3.3 根据风险控制和权责对等的原则

绿色电力逐步进入市场分为如下三个阶段：第一阶段绿色电力按原来核准的电网收购价格参加长周期交易，市场化程度低，以基数电量兜底执行偏差，采取长周期结算或分时均价结算，较为稳妥地处理发电偏差风险，同时也无法获得与煤电等同的电能量价格；第二阶段电力市场中绿色电力比重越来越大，电网调峰、高峰电价等都要通过分时交易来体现其价值和贡献，因此要引导用户根据峰谷电价信号积极消纳新能源，才能实现市场化；第三阶段绿色能源的市场化比重将会进一步提高，使其与煤炭价格趋于一致，从而使其在电力短缺时能得到较高溢价，从而更好地反映出供求关系的变化。绿色电力参与分时交易、分时偏差结算，在现货市场中参与现货交易和偏差结算，并承担所有的辅助服务费用。

3.4 加快建设电碳市场衔接

加强电力市场、碳交易市场和用能权市场相互协调的对策。从全国主要的碳市场企业开始，运用绿色能源交易溯源技术的精确性和完整性优势，根据控排企业购绿电的状况精确核算其电力消费的碳排放，或消费绿电可获得相应的自愿减排量。通过信息披露、严格考核等手段，推动绿色电力资源价格和碳配额价格的一致性，并建立电力交易和碳交易价格的联动机制。

3.5 加快绿电交易的配套市场机制建设

在未来的区域电力市场中，多功率电源将根据煤炭基准电价或主要供电电价，采取“同台交易、差额补贴”、“设定比例、打包交易”等多种形式进行多成本电源同台交易。按照“固定费用+合理收入”的原则，建立以煤炭发电损益平衡为起始条件的补偿标准。根据绿色电力的消纳量动态划分峰谷时段、平时段和低谷时段进行分时交易。根据交易各方所属省份的惯例，分别计算出各地区间的峰、平、谷时段；建立一个覆盖全省的后备市场，通过市场化的方式将后备能力不足的省份引入到其他省份的后备能力。建设省内跨省区的调峰辅助服务体系，在绿色能源富省积极开展调峰市场试点工作，并在今后把跨省调峰机制纳入电力现货市场。

4 结语

绿电交易是一种新能源消费、体现环境价值的新型交易方式，须与可再生能源消纳与保护机制相协调、与全国统一电力市场体系相配套、与其他环境权益市场相衔接、与能源消费新模式新业态相融合，方能充分发挥作用、引领绿色消费。