电力市场改革系列（二）——绿色电力交易ABC

引言

2021年8月28日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》（发改体改〔2021〕1260号，下称“《绿电交易试点方案》”），同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点，并指示国家电网公司、南方电网公司组织北京电力交易中心、广州电力交易中心编制绿色电力交易实施细则，从国家层面正式启动绿色电力交易试点。

2021年9月7日，绿色电力交易试点正式启动后迎来首次交易。根据公开报道，2021年9月7日当日共有17个省份259家市场主体参与绿色电力交易，达成交易电量79.35亿千瓦时。其中，北京电力交易中心（国家电网公司经营区域）成交电量68.98亿千瓦时，广州电力交易中心（南方电网公司经营区域）成交电量10.37亿千瓦时。初步核算，本次交易预计可减少标煤燃烧243.60万吨，减排二氧化碳607.18万吨。 

一、什么是绿电交易

所谓绿电交易，是指用电企业直接（或通过售电公司或电网企业间接）从光伏、风电等新能源发电企业购买绿色电能并获得相应的绿色电力消费认证。所谓“绿电”是相对于火电（即燃煤发电）而言的，即可再生能源所发电力。目前绿电交易的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。相较于传统电力市场交易（交易燃煤发电电量），绿电交易是在电力中长期交易框架下设立的独立交易品种。

对于新能源发电企业而言，可再生能源发电上网电量包括优先发电电量和市场交易电量两部分。优先发电电量是指保障性收购电量等由国家政策明确要求优先上网的电量。保障性收购电量之外的市场交易电量由新能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同。此外，可再生能源发电电量按照项目是否享受国家补贴，又存在一定差别。

当前，绿电交易优先组织无补贴、无保障性收购的绿色电量上网交易，以市场交易形成的“绿电附加收益”反哺新能源发电企业，体现绿电的环境价值。如果部分省份在市场初期完全市场化的绿色电量规模有限，可考虑向电网企业购买无补贴、但由其保障性收购的电量以及有补贴、但在项目合理利用小时数之外（非保障性收购）的绿色电量。但就保障性收购电量而言，市场交易形成的“绿电附加收益”归电网企业，由其单独记账并按照国家要求专款用于新型电力系统建设；而对于有补贴的绿色电量，市场交易形成的“绿电附加收益”与国家补贴不可重复享受，发电企业如自愿退出补贴参与绿电交易，产生的附加收益可归发电企业所有。

二、绿电交易框架

在2021年8月全国性《绿电交易试点方案》施行以前，我国已有部分地区就绿电交易进行地方性尝试，如2018年11月，国家能源局华北监管局出台的我国首个绿电交易规则《京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）》（2020年12月31日，国家能源局华北监管局印发正式《京津冀绿色电力市场化交易规则》及《京津冀绿色电力市场化交易优先调度实施细则（试行）》，取代了前述试行规则，合称“《京津冀绿电交易规则》”）以及2021年4月29日，浙江发改委、浙江省能源局、浙江能监办联合印发的《浙江省绿色电力市场化交易试点实施方案》（“《浙江绿电交易方案》”）。《京津冀绿电交易规则》和《浙江绿电交易方案》为2022北京冬奥会和即将开展的2022杭州亚运会100%使用绿电提供了有力保障。

《绿电交易试点方案》的出台标志着从国家层面正式启动绿色电力交易试点，该方案也为各地绿色电力交易提供了基础框架：

1. 绿电交易的参与主体

绿电交易的参与主体主要包括可再生能源发电企业、符合准入条件的电力用户及代理电力用户参与交易的售电公司、电网企业 、作为市场运营机构的电力交易机构和电力调度机构、以及负责绿证核发的国家可再生能源信息管理中心。

初期，绿色电力交易将优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补贴政策范围内的风电和光伏电量参与交易，电力用户主要选取绿色电力消费意愿强、用电增长快的用电企业；随着全社会绿色电力消费意识的形成，逐步引导分布式电源、电动汽车、储能等新兴市场主体参与绿电交易，扩大用户准入范围。

2. 交易方式

绿电交易包括直接交易和电网企业代购绿电两种方式：

• 直接交易：主要面向省内市场，由电力用户或售电公司向省内新能源发电企业直接购买绿电。

• 电网企业代购：电力用户向电网企业购买其保障收购的绿色电力产品，该等产品来自部分带补贴的新能源项目，或来自本省电网企业参与省间市场化交易购入的绿色电量。

3. 交易价格

绿电交易价格主要通过双边协商、集中撮合等市场化方式形成，鼓励交易价格高于发电企业核定上网电价和电网企业收购价格。根据《绿电交易试点方案》，绿电交易价格应充分体现绿色电力的环境属性价值，按照保障收益的原则，参考绿色电力供需情况，合理设置交易价格上、下限。

就当前绿电交易试点情况来看，国家电网经营区域内绿电成交价较中长期电力交易均价溢价3-5分/千瓦时 ，此部分溢价正是体现了绿色电力的环境价值。

4. 交易周期

绿电交易试点初期，主要以年度（多月）为周期开展交易，鼓励市场主体之间签订5-10年的长期购电协议。

5. 优先保障

为鼓励绿电交易，促进可再生能源消纳，绿电交易将享受以下优先保障：

• 优先安排：绿色电力交易形成的合同电量，由电力调度机构优先安排。

• 优先执行：发电企业参与绿色电力交易对应的合同优先执行，已开展现货试点地区需为市场主体提供优先出清履约的市场机制。

• 优先结算：绿色电力交易优先于其他优先发电计划和市场化交易结算，月结月清并做好与其他分时段交易结算的衔接。

6. 绿电与绿证

作为绿电交易的凭证，国家能源主管部门组织国家可再生能源信息管理中心根据绿电交易试点需要，向电力交易中心批量核发绿色电力凭证（“绿证”），由电力交易中心依据绿电交易结果将绿证分配至电力用户。

值得关注的是，在绿电交易试点前，国家已经建立了绿证自愿认购制度，企业和个人可以在绿证自愿认购平台直接购买绿证。绿证自愿认购，原本是国家为应对可再生能源并网发电补贴资金缺口提出的一项补贴“替代”机制。根据国家发展改革委、财政部、国家能源局于2017年1月18日联合发布的《国家发展改革委、财政部、国家能源局关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源〔2017〕132号）及其附件《绿色电力证书核发及自愿认购规则（试行）》，列入国家可再生能源电价附加补助目录的陆上风电和光伏发电（不含分布式光伏发电）企业可以通过绿证交易获得合理收益补偿，相关风电、光伏发电企业出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。但在该等绿证自愿认购交易制度下，认购人认购绿证仅是获得了绿证对应电量的环境声明价值，而非实际使用和消纳了对应的绿电，且经认购的绿证不得再次出售，极大地限制了绿证的流动性，因此企业和个人购买绿证的整体意愿不高。

而在绿电交易下，绿证直接向实际消纳了绿色电量的终端用户发放，实现了绿电使用声明权和实际消纳电量的统一。此种将绿电的电能价值和环境价值捆绑销售的“证电合一”模式，更易于市场主体理解和接受，也有助于避免“证电分离”模式下用户通过单纯购买绿证“洗绿”的嫌疑（即用户并没有真正消费绿电，实现可再生能源消纳）。

三、绿电交易地方试点概况

《绿电交易试点方案》出台后，广东、广西、云南、贵州、海南五地（“南方区域”），以及河北、四川和江苏等地相继出台了省内或区域绿电交易规则。上述交易规则具有较高的同质性，且在交易价格方面，不乏地方（如河北、江苏）比照燃煤发电上网电价设立约束机制。相关政策概览如下：

四、工业企业采购绿电的需求

1. 履行可再生能源消纳义务

工业企业采购绿电的驱动之一为履行可再生能源消纳义务。2019年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《国家发展改革委、国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），建立可再生能源电力消纳保障机制。2021年5月，《国家发展改革委、国家能源局关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改能源〔2021〕704号））明确，自2021年起，国家发展改革委、国家能源局将每年初滚动发布各省可再生能源电力消纳责任权重（约束性指标）和次年预期目标，将可再生能源电力消纳责任分配到各省。根据上述规定，各省将组织电网企业、售电公司以及实行清单管理的电力用户完成可再生能源电力消纳，消纳方式包括实际消纳（即采购和使用绿电、自建可再生能源项目自发自用绿色电力）、购买其他主体的超额消纳量和自愿认购绿证。未履行消纳责任的主体将限期整改，未按期完成整改将依法依规予以处理，列入不良信用记录，予以联合惩戒。

因此，如果相关工业企业被当地政府列入可再生能源电力消纳责任主体清单，则将面临强制消纳可再生能源电力的责任，而履行可再生能源消纳义务的途径之一即为采购绿电。

2. 满足可再生能源使用比例

2022年1月18日，国家发展改革委等部门联合印发《促进绿色消费实施方案》（发改就业〔2022〕107号），提出将加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比，并在电网保供能力许可的范围内，对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障。

在数据中心行业，已有地区对数据中心使用绿色电力提出刚性约束，例如：北京市要求新建及改扩建数据中心应当逐步提高可再生能源利用比例，鼓励2021年及以后建成的项目，年可再生能源利用量占年能源消费量的比例按照每年10%递增，到2030年实现100%（不含电网既有可再生能源占比）；河北省提出，优先支持可再生能源供电达到50%及以上的数据中心新建和扩建。

此外，国家正在开展的“东数西算”工程也对其八大枢纽、十大集群提出了可再生能源消纳要求。以广东省韶关数据中心集群为例，韶关拟在“十四五”期间建成全域新型电力系统示范区，支撑新能源消纳能力达到100%，全域清洁能源电量占比达90%，目标到2025年，韶关的清洁能源发电可基本满足枢纽集群用电。

3. 或可置换新的能耗指标

从国家能耗指标管控的角度，《国家发展改革委、国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）以及《国家发展改革委、工业和信息化部、财政部等关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》（发改产业〔2022〕273号）已提出，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。地方上，河北省发改委等五部门发布的《关于破解瓶颈制约助推数字经济健康发展的若干政策》（冀发改高技〔2021〕1690号），也明确提出“推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入区域能源消费总量”。在当前能耗指标持续收紧的局面下，绿电消纳或可为面临能耗指标限制的高耗能企业提供绿色生产解决方案。

4. 塑造绿色节能的企业形象

伴随着国际社会对碳减排的普遍共识，以及对企业ESG的关注，诸多跨国公司已提出了自身“碳中和”的承诺，并对其供应链企业也提出了绿色消费要求。随着中国“碳达峰、碳中和”目标的提出，国内企业也相继提出自己的“碳中和路线图”：2021年5月，中信集团宣布将力争于2025年实现“碳达峰”，2050年实现“碳中和”，并将进一步发挥绿色金融的“助推器”作用和实业发展的“放大器”作用，积极助力国家“双碳”目标的实现；2021年10月，北京SKP宣布成为中国首家“碳中和”零售商场；2022年2月，腾讯正式宣布“净零行动”，并首次发布《腾讯碳中和目标及行动路线报告》，提出不晚于2030年实现自身运营及供应链的全面“碳中和”及实现100%绿色电力。

在中国消费者环境意识快速觉醒的背景下，对于企业来说，“碳中和”已不是锦上添花的公益项目，而是践行社会责任、满足消费者对可持续性产品的需求、优化企业运营模式以及迎合投资者需求的必行之举。

结语

根据中国电力企业联合会发布的《2021年全国电力市场交易简况》，2021年，全国省内中长期交易电量合计为30,760.3亿千瓦时，其中电力直接交易28,514.5亿千瓦时、绿色电力交易仅6.3亿千瓦时。提高绿电消纳比例，转变能源消费结构仍有很长一段路要走。

2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》（发改能源〔2022〕210号），提出到2025年，非化石能源消费比重从2020年的15.9%提高到20%左右。绿电交易现有体量虽有限，但提高绿电消纳比例确系“碳达峰、碳中和”时代下能源消费结构变革之大势所趋。可以预见，随着可再生能源消纳相关制度的落地和细化，将会有越来越多的企业参与绿电交易。我们将对绿电市场交易规则及地方实践保持持续关注。