太阳能发电的路灯 图源：卡乐图片 贾琼/摄

2021年9月，全国绿电交易市场正式启动，阿里巴巴、腾讯、秦淮数据等互联网科技巨头采购了大量绿电，此后国内企业绿电消费开始提速。去年全国多地陆续实现跨省绿电交易零的突破，绿电交易规模在不断扩大。今年4月，京津唐区域绿电交易全面铺开，《南方区域绿电绿证市场建设工作方案》出台，进一步完善了绿电绿证相关交易和激励机制，扩大主体参与范围。

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电力交易机构多措并举，科学制定绿电交易方案与细则，快速搭建绿电交易平台，打通交易平台与绿证核发机构信息渠道，积极培育绿电交易市场主体……虽然绿电交易规模在不断扩大，但诸如绿电交易价格波动明显、跨省交易难等情况仍普遍存在。与此同时，市场扩容下，更多元化的交易机制也亟待完善。在碳中和背景下，绿电具有良好前景，如今，我国绿电交易走了多远?

何为绿电交易

根据发电能源的来源不同，电力可分为火电、水电、风电、太阳能、核电、生物质电、地热电、垃圾电等。绿电是相对火电而言，顾名思义，绿电就是绿色电力，即使用可再生能源：太阳能、风能、核能、水能、生物质等资源发的电，均是绿色电力。绿电交易则是围绕绿电展开。2021年8月底，我国推动开展绿色电力交易试点工作。我们所说的绿电交易，是用电企业直接对接光伏、风电等发电企业，购买绿色电能，并获得相应的绿色电力消费证明。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。

在实际操作中，绿电和绿证均可用来抵消企业温室气体排放量，实现企业减排目标。绿电是从源头出发通过消耗绿色电力，在碳核算中直接减少了范围二(外购电力、热力)的碳排放。而绿证可以用作企业最终抵消碳排放量的一种凭证。此外，绿证可以进行再次交易，通俗的讲，企业用了火电，但可以通过购买绿证申明自身的减排。“原因是企业相当于花钱补贴了新能源发电项目，然后把对应的环境权益买了过来，从而抵消了自身碳排放。”专业人士表示，“但购买的绿证不能转手，不论对企业还是个人，已购绿证由交易平台自动注销，已注销绿证不得再次进行交易。”

“由于新能源发电出力不稳定等技术特点，电力系统消纳和运行成本将明显上升。要同时实现电力低碳转型、安全可靠、经济可承受等多重目标，必须要深化电力体制改革。”此前，国家发展改革委曾介绍，绿色电力在电力市场交易和电网调度运行中，优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。通过开展绿色电力交易，将有意愿承担更多社会责任的一部分用户区分出来，与风电、光伏发电项目直接交易，以市场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳，更好促进新型电力系统建设。

参与交易的主体中，卖家大部分是风电和光伏发电企业，以及售电公司、电网企业。买家自然是电力消费用户。而因为能源市场的特殊性，绿电用户中，企业占了绝大多数。开展绿色电力交易后，电力系统由绿色发电企业，包括光伏或风场，发电后汇入通过国有电网公司进行输送，售电公司进行配电售电，将电力通过电力合同签订形式卖给电力用户。

“绿电交易有效满足了企业绿色转型的‘刚需’，拓宽终端用户减排路径，引导推动全社会形成绿色生产生活方式。”绿色电力交易的有关单位负责人介绍，开展绿电交易，电力用户通过双边交易方式从新能源企业直接购买绿电，既满足了生产清洁用能的需求，又能获得权威的绿色环境价值认证，实现经济、社会、环境效益的高度统一。

绿电交易价格“忽高忽低”

放眼全国，各地绿电交易电量正在不断攀升。广西电力交易中心官方数据显示，今年3月，广西绿电交易成交电量2.67亿千瓦时，环比增长近26倍。作为绿电交易大省，2022年，广东绿电成交电量超15亿千瓦时，增长50余倍。浙江2022全年累计交易电量则达到了25.76亿千瓦时。

国网能源研究院新能源与统计研究所主任工程师王彩霞表示，2022年以来，国家发布多项政策，促进绿色电力消费。自2021年9月绿电交易试点启动以来，电力交易机构多措并举，科学制定绿电交易方案与细则，快速搭建绿电交易平台，打通交易平台与绿证核发机构信息渠道，积极培育绿电交易市场主体，为绿电交易的稳妥有序开展奠定了良好基础。

尽管如此，绿电交易还面临着许多挑战。电价波动便是其中之一。

随着技术进步和发展背景向好，新能源发电的度电成本正在逐年下降，已逐渐进入平价时代。公开资料显示，从2009-2018年，受关键设备价格下降的影响，我国新能源发电的度电成本持续下降，其中光伏发电的成本下降速度最快，十年间下降了90%左右。根据有关研究结果，未来光伏发电和海上风电的建设成本仍有一定的下降空间，

但是绿电交易价格仍然“忽高忽低”。这一方面是因为风电、光电等绿色电力具有波动性强、不确定性大等特点，另一方面也由于当前绿电交易以电量交易为主，结算周期以年、月为主要单位，而绿电市场化交易定价，还受到绿电供需关系的影响。

王彩霞介绍，根据交易组织方式的不同，绿电价格除包括电能量价格外，还包括环境权益价格。

北京绿色交易所方面也表示，绿电电价由电能量价格和环境溢价组成，电能量价格执行燃煤基准价(燃煤基准价，即发改委根据我国市场煤电的行情制定的价格)，因此燃煤基准价是绿电定价的参考标准，由于各地资源禀赋不同，绿电电价也有所差异。“一般来说，国家电网的平均绿电价格，要比燃煤基准价每度电溢价8分钱左右，南方电网则溢价5分-6分钱。”

实际情况如何呢?根据各地电力交易中心公布的数据来看，实际的绿电价格因时间的差异在燃煤基准价上下波动。据广东电力交易中心数据，去年12月绿电交易，电能量成交均价为508.6厘/千瓦时，环境溢价均价25.6厘/千瓦时，而煤电成交均价为554厘/千瓦时，相比之下绿电价格更低。而去年7月广东绿电交易均价为518.03厘/千瓦时，煤电成交均价为492.71厘/千瓦时，绿电价格反而高于煤电价格。

对此，某民营售电公司负责人表示，绿电价格偏高是影响当前绿电交易的不利因素。他认为，绿电因其属性原因，一直以来价格都高于火电。虽然去年煤炭紧缺，火电价格飙升，但长期来看，降低绿电成本、提供更多的政府补贴降低绿电价格，仍是提升企业参与绿电交易积极性的关键。

跨省跨区交易需求亟待满足

一方面是积极发展清洁能源，另一方面是富余的风光水电只能白白浪费，“碳中和”背景下可再生能源跨省消纳亟需提速。绿电需求企业多分布在经济较发达的中东部地区，而绿电供给仍以三北地区居多——这一供需错配的局面，使得企业对跨省、跨区交易需求旺盛。以西北、东北地区为例，其风电资源丰富，但经济产业相对孱弱，对于绿电的需求并不大，而工商业发达的东部地区，本身风电资源又不足。

“仅就北京来说，很多企业想要购买绿电十分困难，原因就在于本地没有太多闲置资源，风电、光伏等天然资源也不足，发展新能源产业就比较困难，大多依靠外省输送绿电。” 北京绿色交易所方面表示。但由于交易时机不确定，交易流程复杂、合同手续繁复、送方省份受可再生能源电力消纳责任考核影响缺乏电力外送意愿等因素，省间绿电交易仍然面临着挑战。

除了输送能力与交易程序方面的问题，跨省电力交易还面临一定的壁垒掣肘。以云南和四川为例，因水电过多必须有省外市场才能发展。但一些绿电不足的地方可能更倾向于选择自己的煤电，因为如果用其他省的电，一方面电力紧张时可能受制于人，另一方面对当地税收、经济发展都会有影响。所以目前，尽管四川、云南水电资源丰富，拥有风光互补，清洁能源优势非常强。但都处于清洁电力发展程度不高的状态。四川凉山州的水电加风光除了够自己用还够整个上海用，但现在往外输出的电力仅仅是九牛一毛。

当然，如今的省间绿电交易也并非毫无起色。去年9月，华东电网内首次跨省绿电交易顺利完成，多家上海企业，向安徽、江苏多家光伏发电企业购得四季度2300万千瓦时绿电，相比用燃煤机组供电，可节约标煤6900吨，减排二氧化碳约1.8万吨。去年8月，国网上海电力公司也助力三家电力用户开展了首笔甘肃-上海的跨省绿色电力交易，成交电量超1800万千瓦时。去年6月，北京首都交易中心宣布将常态化组织向临近省区购买绿电，为有需求的企业开辟跨省交易通道，而后不久，北京与山西之间达成了2100万千瓦时的跨省跨区绿电交易。

有熟悉情况的业内人士指出，通过跨省跨区通道输送新能源电力，将是未来新能源消纳的重要途径，降低省间绿电交易门槛是关键的机制保障。当前跨省、跨区绿电“点对点”交易的渠道还未打通，交易品种、合同周期等不够灵活，不能及时满足购电企业的需要。不少企业表示希望能尽快突破试点交易，扩大跨省、跨区交易规模。

绿色电力市场与碳市场待衔接

推动电-碳市场协同联动对于发展绿电，推进能源低碳转型具有重要意义。目前我国已经建立了电力市场、碳市场并行的市场体系，但电力市场和碳市场仍处于独立运行状态，尚未形成节能降碳合力。电力市场包含绿电、绿证等交易品种，企业在电力市场购买绿电后可获得北京(或广州)电力交易中心出具的绿电消费凭证。碳市场是将碳排放权益以配额形式分配给经营主体，并允许将碳排放权益作为商品进行交易的市场机制。

随着现阶段经营主体对绿电的消费需求增长，绿电交易已成为电-碳市场衔接的关键纽带，但当前电-碳市场尚未有实质性联动。“一方面是因为电-碳市场互认体系未建立，电力市场和碳市场分属能源、环境部门管理，两个市场在运行机制、考核标准等方面缺乏协同;绿色消费认证方式也存在多类并存、多头管理的问题。另一方面是因为电碳价格传导链条不畅通，目前相关政策支持绿电产业发展，利好新能源发电企业，但未充分调动用户侧消费低碳能源的积极性。”今年两会上，全国人大代表，国网湖北省电力有限公司董事长、党委书记李生权提出，推动电-碳市场协同联动，常态化开展绿电交易是一大重点。

无独有偶，在今年3月举办的电力市场联合学术年会上，北京电力交易中心副总经理庞博同样认为，绿色电力市场与碳市场有待更紧密地衔接。他建议，做好绿电与碳市场在数据信息、信用信息及监管监控信息方面的信息联通。在碳市场中，需重点处理好电力间接排放的计算问题;在CCER市场中，需重点处理好绿证与CCER的转化关系。同时，建立我国绿色电力消费认证标准，加快推动绿色电力国际标准体系建设和绿证国际互认。

在推进绿电交易市场化运行的进程中，相信新的挑战与解决路径都会持续浮现，和每个市场一样，绿电交易市场最终也会趋于完善。

作者：袁凯

校对：风华

审核：龚紫陌

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