今年1月，广州电力交易中心联合南网区域五个省级电力交易中心印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》。5月，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》也正式发布，该规则适用于国网区域内开开展的绿电交易。许多市场主体期盼的绿电交易规则终于陆续公布。
绿电交易是在电力中长期交易市场中单独设立的交易品种，2021年9月我国正式启动首次试点交易，拉开了绿电交易的帷幕。如今，两网区域绿电交易规则的发布对于保障绿电市场有序发展具有重要意义。国网和南网区域的绿电交易规则明确了诸多事项，部分内容存在差别，本文将就此展开讨论。
图1：国网区域和南网区域绿电交易关键要素对比
绿电市场供给
绿电是一个俗称，一般是指特定类型的可再生能源电力，国内外不同机制认可的可再生能源类型不同。现阶段，国网和南网区域都将集中式风电、光伏电量认定为绿电，国网区域还允许分布式新能源通过聚合的方式参与绿电交易。未来绿电的认定范围将有所扩大，有望涵盖水电等可再生能源项目[1][2]。
值得注意的是，只有符合要求的平价项目电量，带补贴项目的自愿弃补电量、超出全生命周期合理利用小时数的电量才可以参与绿电交易。该规定是为了保证绿电的环境属性唯一。对于带补贴项目，全生命周期合理利用小时数以内的电量可以享受国家补贴，如果这部分电量已经享受了补贴，则认为其环境属性已经得到了补偿，不能再通过绿电交易获取环境属性的双重收益。
对于电力用户来说，除了与可再生能源发电企业直接交易之外，还可以向电网采购绿电。电网的可再生能源电力来源于保障性收购或代理购电，其中绝大部分是带补贴项目电量。为确保环境属性唯一，南网区域规定如果是全生命周期合理利用小时以内的电量，需要发电企业将该部分电量自愿退出补贴。国网区域同样允许电力用户向电网企业认购绿电，但具体办法需另行制定。
从绿电的供给看，大部分带补贴项目由于补贴强度较高，当前的绿电溢价水平不足以补偿放弃补贴的机会成本，因此入市积极性不高；带补贴项目超出全生命周期合理利用小时数的电量规模不大；平价项目在2021年才开始集中上马，短期内供给也较为有限。
绿电价格形成机制与绿电溢价
两网区域都明确绿电的价值由电能量价值和环境价值构成，国网区域还要求市场主体应明确电能量价格和环境溢价。
南网区域对绿电溢价的定义是：绿电成交价格与当地电网收购绿电价格的差值，如果绿电参与了省内其他中长期交易，绿电溢价为绿电成交价格与上一年度绿电参与省内中长期交易平均价格的差值。国网区域交易规则没有明确绿电溢价的定义。2021年9月份开展首次绿电试点交易时，国网区域内绿电溢价被定义为绿电价格高出当地电力中长期交易价格的部分，约3-5分/kWh[3]。
南网区域对绿电溢价的定义是以“未参与绿电交易”的绿电价格作为比较基准。而2021年9月份绿电试点交易中的绿电溢价是以当地电力中长期交易价格作为比较基准。其区别在于前者是从生产者的视角比较，后者是从消费者的视角比较。
从生产者的视角看，绿电项目业主关注参与绿电交易获得的额外收益，其比较基准是原先与电网或电力用户的成交价格，即当地燃煤基准价或风、光电量参与中长期交易的市场化电价。从消费者的视角看，电力用户关注采购绿电付出的额外成本，其比较基准可以视为原先参与电力中长期交易的成交价格，即所有类型电源的中长期平均交易价格（由于比例原因，受燃煤市场化成交价格影响更大）。
从生产者视角定义的绿电溢价可以确保为正值，所以部分补贴强度较低的项目才愿意放弃补贴成为绿电的供给方。从消费者视角定义的绿电溢价有可能成为负值。当煤炭价格上涨导致燃煤电价向上浮动较大幅度时，绿电价格也会随煤电价格水涨船高，但由于绿电几乎没有运行成本，电价不存在必须上涨的压力，所以其价格有可能低于燃煤电价和市场平均电价。根据江苏电力交易中心发布的交易结果，2022年开展的5次绿电双边交易均价为0.465元/kWh[4] [5]，相较江苏省燃煤基准价（0.391元/kWh）上浮7.4分/kWh，相较同时期开展的其他电力集中竞价成交价（0.468元/kWh）[6]低0.3分/kWh。
图2：江苏省2022年电力市场交易情况
无论采用哪种定义，只是解释绿电价格构成时存在区别，并不改变绿电价格由市场供需关系决定的基本原理和最终结果。两网区域都规定要合理设置绿电交易价格上、下限，得以在市场启动初期平衡供需双方的利益。国网区域明确待市场成熟后将逐步取消绿电交易价格上、下限。
绿电在未来有望成为纳入碳市场的控排企业减排的可行途径。据了解，生态环境部征求意见的电解铝和水泥熟料两个行业的碳排放核算指南中已经作出相关规定：绿电排放因子被认定为为0。对于控排企业而言，绿电溢价宜采用基于消费者视角的定义，即绿电价格高于其他电力中长期交易价格的部分。
绿电作为一种减排措施，其溢价受到两个因素影响：减排率和碳价。随着全国电网排放因子逐步下降，绿电的减排率会越来越低，用户因为使用绿电从而减少排放带来的碳收益也会降低，进而拉低绿电溢价；未来碳价逐步上涨将有利于推高绿电溢价。
假设碳价从50元/吨逐年上涨到2030年100元/吨[7]，全国电网排放因子从0.5810tCO2/MWh下降到2030年0.0367tCO2/MWh[8]，在此边界条件下，预计绿电溢价在2030年前将保持在3-4分/kWh。
图3：碳价和全国电网排放因子变化对绿电溢价的影响预测
绿电消费证明
目前是由两类证书共同证明电力用户消费了绿电。
首先，消费绿电的电力用户能够得到绿证，该绿证即2017年启动的自愿认购绿证，由国家可再生能源信息管理中心负责。
其次，国网区域可以为电力用户出具“绿色电力消费凭证”，南网区域可以为市场主体提供“绿色电力查证服务”。
需要指出的是，国网区域出具的“绿色电力消费凭证”与绿证并不是同一个证书。使用两个证明的目的应该是为了“证电合一”，确保环境属性不被重复使用。
图4：绿色电力消费凭证、绿证样例
在绿电交易中，绿证的流转是首先由国家可再生能源信息管理中心通过电力交易中心将绿证核发给发电企业，再由电力交易中心根据最终确认的绿电交易结算结果将绿证从发电企业账户划转至电力用户账户。
如果只采用“绿色电力消费凭证”作为电力用户消费绿电的证明，而不经过绿证的核发流转过程，那么发电企业将有可能既在绿电市场出售绿电，又能在绿证自愿认购市场出售绿证。如果只采用绿证而电力交易机构不出具其他绿电交易证明，电力用户就难以向相关方证明其消费绿电的方式是通过绿电交易还是单独购买绿证，可能会影响具有特定需求的电力用户消费绿电的积极性。
目前，绿证认购平台公开披露了绿证的实时卖方核发进程和实时买方认购进程，主要包括三类绿证：补贴项目绿证、平价项目绿证和绿电交易绿证。可以发现，绿电交易绿证的实时卖方核发进程和实时买方认购进程信息是一一对应的。这也为公众提供了一个透明的监督方式。
图5：绿电交易的绿证流转
绿电交易与新能源电力直接交易
绿电交易是在现有中长期交易框架下独立设立的交易品种。在2021年绿电交易开展之前，风电、光伏等新能源早已参与到省间、省内中长期市场，省间现货市场以及试点地区省内现货市场。
为了支持新能源发展，我国出台了保障性收购制度和标杆上网电价制度[9]。2016年国家发改委为部分地区核定了最低保障性收购利用小时数，保障性收购利用小时数以内的电量由电网企业按标杆上网电价收购，保障性收购利用小时数之外的电量进入电力市场参与直接交易[10]。该部分电量电价由市场化方式形成，通常会低于燃煤标杆上网电价（基准价），但仍然可以享受足额补贴。据国家电网数据，2020年，国网区域内新能源省间、省内市场化交易电量分别达到915亿kWh和657亿kWh（2020年，国网区域新能源发电量5872亿kWh）[11]。
图6：2020年国网经营区内新能源消纳方式
在传统新能源电力直接交易中，电力用户虽然也能与发电企业“面对面”交易，可以根据交易合同和结算结果区分电力来源和数量，但是其消费的电力却不能被认定为是绿电，因为电力用户并没有支付绿电溢价，补贴仍然是由中央财政支付。因此，当前电力用户只有参与绿电交易市场，获取绿证和电力交易机构出具的绿色电力消费凭证，才能证明其消费了绿电。
绿电市场需求
现阶段，绿电市场的主要需求方是一些跨国企业、外贸企业和行业龙头企业，需求来源既有承担社会责任的自愿、也有来自供应链的压力。未来政策法规将为绿电市场创造一部分“强制性”需求。今年1月，国家发改委等七部委印发《促进绿色消费实施方案》（下称《方案》），提出要进一步激发全社会绿色电力的消费潜力，具体举措包括：纳入碳市场的企业在核算碳排放时扣减绿电对应的排放、各地为高耗能企业制定绿电最低消费占比、在有序用电时优先保障绿电消费占比高的企业、推动市场化用户通过绿电交易完成可再生能源电力消纳责任权重等。6月22日，欧洲议会投票通过了关于建立碳边境调节机制（CBAM）的草案，不仅重新纳入了电力间接排放，覆盖范围还新增加了有机化学品、塑料、氢和氨，将于2027年正式实施。
回顾我国绿证自愿认购市场的运行现状与经验，就能认识到激发需求对于市场健康运行的决定性作用。绿证自愿认购市场自启动以来长期处于有价无市的尴尬局面，并没有起到缓解可再生能源补贴缺口的实质性作用，缺乏有效需求便是主要原因。在绿电市场，随着《方案》中提到的政策机制逐一落实以及CBAM的正式实施，绿电的需求规模将越来越大。与此同时，绿电的供给也会逐步增加。从2021年起，新能源项目已经全面平价上网。到2025年风电和太阳能发电量将实现翻倍[12]，到2030年风电、太阳能发电装机容量将超过12亿千瓦。
结语
绿电交易顺利启动和绿电交易规则正式出台是我国能源体制革命的重要一步，对于促进可再生能源发展、鼓励各类主体承担社会责任以及落实碳达峰碳中和目标具有积极意义。
近年来，我国陆续建立了全国碳市场（以及CCER机制）、绿证制度、可再生能源消纳责任权重机制、绿电交易市场，上述机制在不同方面发挥作用，共同推动可再生能源实现了跨越式发展，使我国在技术装备水平、产业基础、装机规模、成本竞争力等方面均已处于世界领先地位。
同时，不同机制之间缺乏有效衔接的问题也客观存在，比如绿电交易与全国碳市场之间的电网排放因子计算，绿电、绿证与CCER机制之间的环境权益重复计算，绿证与消纳机制超额消纳量之间的环境权益重复计算，绿电交易与消纳机制之间存在的地方保护等。其中一些衔接问题影响着中国绿证和绿电在国际上的认可度，比如现阶段RE100对中国绿证（GEC）“有条件认可”[13]，阻碍了部分企业采购国内绿证和绿电的步伐。也有一些衔接问题影响着全国碳市场的建设进程。后续文章将就上述问题以及电力市场、碳市场、绿证市场如何关联与协同一致展开讨论。
参考资料
[1] 《南方区域绿色电力交易规则（试行）》
[2] 《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》
[3] 新华财经｜绿色电力交易试点启动 助力可再生能源发展
[4] 江苏电力交易中心.2022年江苏电力市场年度交易结果公示
[5] 江苏电力交易中心.2022年2-5月江苏电力市场绿电双边协商交易结果公示
[6] 江苏电力交易中心.2022年2-5月江苏电力市场集中竞价交易结果公示
[7] 中国新闻网. 张希良：未来中国碳市场规模或超70亿吨 碳价仍有上升空间
[8] 《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》综合报告［J］．中国人口·资源与环境，2020，30（11）：1-2.5.
[9] 《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》
[10] 《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》
[11] 《国家电网有限公司服务新能源发展报告（2021）》
[12] 《“十四五”可再生能源发展规划》
[13]RE100. Green Electricity Certificate (GECs) of China