李琼慧：完善绿电交易机制促进新能源发展

2021年新能源进入后补贴时代，实现了平价上网，但平价上网并不意味着平价使用。由于目前新能源电力不具备市场竞争优势，但又必须大力发展，因而绿电交易被寄予厚望。实施绿电交易，就有一个绿电交易和新能源市场化交易的衔接的问题；以问题为导向，推进我国绿电交易前行是当务之急。以上也正是现任国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧文章的内容。

开展绿色电力交易试点的背景及意义

2021年9月，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》，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点工作方案，我国正式启动绿色电力交易。2021年是我国集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和陆上风电项目全面实现平价的第一年，也是继2019年我国出台可再生能源电力消纳保障机制（以下简称我国的配额制）后，出台的又一促进新能源发展的激励政策。

2019年出台配额制时，由于新能源补贴尚未退出，我国的配额制和国外配额制有很大区别。国外的配额制配套强制绿证，通过强制绿证交易使新能源获得类似补贴的额外收益，施行的是强制配额+强制绿证，自愿绿证是配额制度之外补充。我国施行的是强制配额、自愿绿证和证电分离的政策，配额制政策并未配套强制绿证交易，新能源发电并不能从中获得额外收益，配额制政策配套的超额消纳量交易只是在承担配额主体之间交易，获得的收益无法在发电侧分享。2021年开始进入后补贴时代，新能源实现了平价上网，但由于其发电出力随机性、波动性，在电力市场与常规电源相比并不具备竞争优势，因此业内许多专家寄希望于绿电交易，通过绿电交易产生的绿电附加收益也被寄希望成为平价时代加快绿色能源发展的重要的市场化激励机制。在平价时代，配额制政策需要进一步完善以适应新能源发展的新形势，通过绿电交易和其配套绿电认证机制，更好地发挥其政策的激励作用，为有效实施可再生能源消纳保障机制及电力用户履行社会责任提供支撑。

此外，我国现行的2017年出台的自愿绿证及其交易制度，从设计的目的来看，当时主要为缓解日益扩大的新能源补贴缺口，激励机制不足，导致绿证价格很高，虽然核发量和挂牌量较大，但交易率很低。从实际需求来看，国内许多出口型企业有购买绿证需求，但由于国内绿证价格高，且我国绿证在国际范围的认可度和接受度不高，出现一些国际绿证签发机构在国内开展绿电认证和签发业务以及一些企业在国内购买国际绿证的怪相，也迫切需要建立我国绿电交易机制及绿电认证体系，实现绿电全生命周期可信溯源及权威认证，为应对国际低碳贸易壁垒提供支撑。

我国绿电交易与新能源市场化交易

一、绿电交易

绿色电力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纳认证。绿电交易是在电力中长期市场机制框架内，设立独立的绿色电力交易品种。该交易品种设立的目标是为突出绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等方面的优先地位，为市场主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务。

其一，从绿电产品类别来看。初期，绿色电力产品主要为风电和光伏发电企业上网电量；条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与交易；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或注册申请自愿认购绿证，不计入其合理利用小时。

其二，从绿色电力交易市场主体来看。初期，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；下一步将电动汽车、储能等新兴市场主体纳入绿色电力交易。

其三，从交易方式来看。主要有两种，一是电力用户通过直接交易方式向绿色电力企业购买绿电，初期主要是省内交易，通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式形成交易价格达成交易。二是电力用户向电网企业购买其保障收购的绿电，省级电网企业、电力用户以挂牌交易、集中竞价等方式形成交易价格；省级电网企业也可通过省间市场化交易购入绿电再出售本省电力用户。

其四，绿电交易收益分配。绿电直接交易产生的附加收益归发电企业。向电网企业购买的带补贴的绿电，由电网企业代售代收，附加收益用于对冲政府补贴；发电企业自愿退出补贴参与绿电交易的，附加收益归发电企业。向电网企业购买的其他保障性上网的绿电交易，产生的附加收益专款用于新型电力系统建设。

自 2021年9月开展绿电交易试点以来，截至2021年底，累计开展绿电交易76亿千瓦时，共有17个省份开展绿电交易，其中，省内58.4亿千瓦时，省间18.0亿千瓦时。从参与主体来看，光伏成交电量占比91%、风电占比9%；用户侧成交电量排名前五的企业电量占比达81%，呈现高度集中的特点。从交易价格来看，首次试点交易成交电价较当地中长期市场均价高3-5分/千瓦时。

二、新能源市场化交易

随着电力市场化改革的推进，我国陆续开展了新能源市场化交易探索。目前，新能源发电量主要仍以优先发电的形式保留在电量计划中，保障小时数内对应的电量执行按资源区的标杆上网电价或当地火电基准电价，保障小时数以外部分采用市场化方式形成价格。新能源主要参与三个市场，包括中长期电力市场（直接交易、发电权交易、省间外送交易）、现货市场和辅助服务市场。从市场范围来看，包括省内市场和省间市场。

2021年，我国新能源市场化交易电量2375亿千瓦时，占新能源总发电量的 29.2%；其中，新能源省间交易电量1300 亿千瓦时，占新能源交易电量 54.7%；省内交易电量1075 亿千瓦时，占新能源交易电量45.3%。新能源省间中长期交易电量1264 亿千瓦时，跨区现货交易电量38 亿千瓦时，分别占省间交易电量的 97.1 % 和 2.9%。中长期交易中省间外送交易、电力直接交易、发电权交易分别占95.2%、3.0%和1.8%。初步统计，目前新能源参与电力直接交易的价格相对当地燃煤基准电价降幅超过1分/千瓦时。

三、绿电交易和新能源市场化交易的衔接

一是绿电交易与其他中长期交易的衔接。对于已签订中长期交易合同的电力用户，希望参与绿色电力交易的，可通过市场化方式对原合同进行调整或转让，绿色电力交易时段划分、曲线形成等方式应与其他中长期合同有效衔接，并优先于其他中长期交易合同执行和结算，由市场主体自行承担损益和风险。

二是绿色电力交易与现货交易的衔接。对于现货试点地区，推动省内现货市场与绿色电力中长期分解曲线相互衔接，在中长期阶段，引导市场主体根据实际发用电情况开展绿色电力交易，避免出现较大偏差；在现货阶段，为市场主体提供优先出清的市场机制，促进绿色电力交易电量有效履约。

发挥好绿电交易的作用还需要解决好几个问题

其一，加强绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重政策的衔接。

目前我国的绿电交易仍以自愿交易为主，没有建立绿电交易与基于可再生能源消纳责任权重的强制配额的衔接关系，（因而）绿电交易的规模小、频次低，绿电交易的作用没有充分发挥。同时，我国绿电交易与新能源市场化交易同时存在，市场关系比较混乱。建议将绿电交易与可再生能源消纳责任权重政策相衔接，强化可再生能源电力消纳责任权重的刚性约束，将消纳责任权重分解至电力用户和售电公司，将绿电交易逐步演变为类似于国外配额制下的强制绿证交易，充分发挥绿电交易推动绿色能源发展的作用。

其二，理顺证电关系，做好绿电交易与绿证交易的衔接。目前，我国绿电交易与绿证交易并存，绿电市场“证电合一”和自愿绿证市场的“证电分离”造成双市场机制下的证电关系混乱。建议尽快厘清强制绿证与自愿绿证的关系。将基于绿电交易的强制绿证作为（为）市场主体完成可再生能源消纳责任权重的主要途径，坚持“证电合一”，以物理消纳量为完成消纳责任权重的主要方式，绿证随绿色电力交易流通至电力用户、售电公司、电网企业等市场主体。自愿绿证可考虑“证电分离”，以强制绿证交易为主、自愿绿证作为补充方式，落实各地区消纳责任主体责任。

其三，绿色电力交易与碳交易机制衔接。绿电交易和碳排放权交易都是推进能源绿色低碳转型的重要市场机制，但绿电交易市场与碳交易市场可能存在重复支付环境费用的问题。需要加快研究通过CCER等机制建立绿色电力市场与碳市场的连接，避免电力用户在电力市场与碳市场重复支付环境费用。

其四，尽快出台与绿色电力交易配套的绿色电力消纳认证体系，制定绿色电力消纳认证的方法学和标准，尽快实现国内绿证与国际绿证的接轨。目前国内绿证尚缺乏有效认定，绿证的唯一性、有效性还没有官方和权威机构的认证，导致国内绿证很难获得国际社会认可。以Green-e和I-Rec为代表的国际绿电认证机构均采用“基础框架+本地化”的模式，建立不同国家和地区的绿电认证标准。在开展我国绿色电力消纳认证体系的同时，应加强与国际认证机构开展认证标准的互认互通，为我国企业应对国际低碳贸易壁垒提供有效途径。