绿色低碳转型系列（一）：是真绿，不是漂绿——绿色电力交易试点实践及问题（下篇）

《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》提出加强顶层设计和统筹协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。在《绿色电力交易试点实践及问题（上篇）》中，我们主要介绍了绿色电力交易的核心政策及试点实践，在本文中我们将集中分析发电侧及用户侧对绿色电力交易不同的关注问题，以及绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易衔接和关联问题。

通过对国家和地方有关绿色电力市场化交易的规定和制度的梳理，我们认为以下问题应受到拟参与交易的市场主体的关注：

 一、发电企业：关注不同类别电量参与绿色电力交易的顺位差异及收益分配原则

从国家电网、南方电网《绿色电力交易试点工作方案》（下称“《绿电交易试点方案》”）来看，只要风电、光伏发电企业所发的上网电量，均可进入指定电力交易市场进行交易，目前其他带有绿色属性的电力如水电、垃圾焚烧发电等暂未纳入绿色电力交易的产品范围。但是，应注意的是在作为绿色电力产品的风电、光伏上网电量中，存在组织交易优先顺位上的差异，概括而言就是分为三档。

第一档即最优先安排参与市场交易的是既不享受国家补贴又无保障性收购安排（即在电站合理利用小时数之外）的机组电量，我们也可以将该等电量理解为无任何政策支持或保障而完全由发电企业自担风险的市场化电量；第二档是不享受国家补贴但根据与电网公司签署的购售电合同由电网公司保障收购的机组电量；第三档是可享受国家补贴的机组电量，且这部分电量如作为绿色电力参与市场化交易，将不再计为该发电项目的合理利用小时之内的电量（即保障性收购的电量），目的是为了避免该等带补贴项目在合理小时数之内电量既享受了国家补贴又享受了绿色电力溢价所产生的收益，从而避免为绿色属性双重付费的情况。我们理解，第二档和第三档的电量只有在第一档电量无法满足当地市场绿色电力消费需求的前提下，才会进入交易市场。

对于风电和光伏发电企业而言，应结合自身电站情况判断所发电量是属于哪一顺位的电量，并相应判断相关收益的分配方式。就第一档的无补贴无保障性收购电量，由于收益仅来自于参与绿色电力市场交易，因此该等收益全部归发电企业；就第二档电量，由于电网企业已经按照购售电合同约定的保障性电量价格对发电企业做了承诺，那么因参与绿色电力交易产生的高出合同价格的部分，溢价收益归电网公司，由其单独记账并按照国家要求专款用于新型电力系统用建设工作；就第三档电量，由于属于享受国家补贴的电量，因此其参与绿色电力交易将由电网企业代售代收，产生的附加收益用于冲抵相应的国家补贴，如该等发电企业自愿退出补贴直接入场参与绿色电力市场交易，则按第一档电量的方式进行收益分配。

由此可见，从发电侧，如果是存在补贴的项目，实际不会通过绿色电力交易产生更高的收益，最大收益的情况下与享受补贴的收益相同，而且在参与交易的顺位上并不优先，且无法直接入场与电力用户直接交易（除非放弃补贴），只能由电网企业代售。如果是无补贴项目，那么项目在保障性电量范围内的部分也无法享受到绿色电力交易的溢价，而保障性电量之外的部分才能享受绿色电力交易溢价，但该部分会优先安排进入电力交易市场，由发电企业直接与电力用户交易。

 二、电力用户：关注绿色电力交易价格机制以及合同履约风险

从电力用户的角度，会更关注所购买绿色电力的价格与合同尤其是中长期合同的履约是否足够稳定的问题。我们理解，一方面，出于购买和消费带有绿色属性电力为企业带来的履行环境承诺或企业形象的正面影响，电力用户尤其是跨国公司、大型国有及民营企业愿意以更高的价格购买绿色电力；另一方面，由于直接与发电企业交易减少了中间环节，可能获得比从电网公司直接购电更低的价格。因此，电力用户存在积极参与绿色电力市场交易并消费绿色电力的实际需求和愿望。

但从绿色电力交易价格设置的相关规定及实践看，交易价格是否会完全市场化仍存在不明确之处。

依照国家发展改革委、国家能源局《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》（发改体改〔2021〕1260号），按照保障收益的原则，在参考绿色电力供需情况下合理设置交易价格的上下限。据此我们理解，绿色电力交易价格应当同燃煤发电市场化交易一样，设置交易价格的上下限。不同的是，燃煤发电交易价格上下限在相关政策文件中做了明确规定，即“上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制”，而绿色电力交易价格上下限未明确幅度范围。但是，在《绿电交易试点方案》中的规定则是“交易价格由发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形成。对交易价格未有限制，并鼓励交易价格可以高于发电企业核定的上网价格和电网企业收购的价格”，电力交易中心对绿色电力交易价格是否设限，从现有规定看似乎存在不一致之处。

浙江电力交易中心发布的《2022年3-12月浙江省绿色电力交易公告》明确绿色电力交易价格即发电企业上网侧电价，是固定价格。而华北能源监管局于2021年1月1日发布的《关于印发京津冀绿色电力市场化交易规则及配套优先调度实施细则的通知》则规定，保障性收购电量范围内的电价按照上网电价结算，保障性收购电量范围之外的电价按照双方确定的市场交易价格结算，并无交易价格上下限的规定。我们认为，电力用户在进入地方电力交易市场购买绿色电力时，对交易价格的设置机制和规则应予以关注和研究，以便于核算自身购买绿色电力的成本。

此外，电力用户应关注的另一个问题是绿色电力交易合同履约保障。根据《绿电交易试点方案》，绿色电力交易主体应根据交易结果签订购售电合同，并鼓励签订5-10年的长期购电协议，发电计划和交易结算按照《电力中长期交易基本规则》及相关交易实施细则执行，月结月清。应注意的是，绿色电力现货交易仅在现货试点地区推行，现货交易无需签署交易合同，以挂单下单方式交易，交易市场为该等交易的电量优先出清，确保有效履约。对于签署购售电合同尤其是长期购电合同的绿色电力交易，电力用户应注意因该等电量主要为无补贴且无保障性收购保底的电量，因此一旦发电项目所在区域存在限电情况，则发电企业在购电合同下无法实际全部履约的风险即增加，即便合同下约定发电方的违约责任，但电力用户仍面临无法稳定获得绿色电力供应的实际风险。

 三、绿色电力交易、绿证交易、碳交易的相关辨析

《绿电交易试点方案》规定国家可再生能源信息管理中心根据绿色电力交易试点需要批量核发绿证，并划转至各电力交易中心，电力交易中心依据绿色电力交易结算结果将绿证分配至电力用户。我们理解：首先，实际进入绿色电力交易市场实际购得并消费绿色电力的用户，将会根据购得电量取得对应额度的绿证。第二，具体的绿证划转方式、规则和流程，无论是国家可再生能源信息管理中心还是北京或广州电力交易中心均尚未出台详细的操作规程文件。第三，对于购买了绿色电力的用户，是否还能同时另外购买绿证，《绿电交易试点方案》和国家发展改革委其他政策性文件并无明确提及。

我们认为，在现有绿证核发和交易规定仍有效且绿证交易制度仍存在的情况下，没有明确法律依据规定电力用户只能选择其中一种方式满足其使用绿色电力的需求。如果用户无法从绿色电力交易市场购得满足其需求的绿色电力，缺额部分仍可以通过进入绿证交易平台购买绿证的方式实现。但电力用户应特别注意，目前我国绿证交易平台上的卖方仅为取得国家补贴资格的光伏、风电发电企业及纳入国家能源局和国家发展改革委发布的平价上网项目的发电企业，市场实际的绿证挂牌价格基本与含补贴之后的上网电价一致或相近，该等价格可能比在绿色电力交易市场购得的绿色电力价格相对更高，但直接购买绿证的优势在于避免了绿色电力背后可能存在的限电等合同违约风险，我们认为更为直接和便捷。

此外，我们注意到，中央相关政策及《绿电交易试点方案》中均提到绿色电力交易与碳交易机制的衔接，要求“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”。但是，现有法规及政策并未涉及绿色电力交易与碳交易具体的衔接方式和制度构想。我们理解，由于目前碳排放权交易市场的主要产品是碳排放配额，其市场主体则暂以高污染高耗能企业为主，尚无渠道与绿色电力乃至绿证交易进行直接衔接。未来绿色电力交易制度如何与碳排放权交易、核证自愿减排量等其他环境权益交易挂钩，尚需相关部门进一步出台顶层政策及配套规定予以明确。

结 语

绿色电力交易制度落地尚不满一年，制度设计尚待根据实际交易量的增多及交易活跃程度的加深而进一步细化完善。在交易执行环节涉及的可能存在的法律问题，以及交易主体从法律角度需要关注的风险或障碍，可能会在绿色电力交易继续推行和完善的过程中进一步浮现。

君合会继续密切关注绿色电力交易市场和法律监管政策的变化更新并分享我们的各项观察及分析，为市场交易主体提供更优质的法律服务。