中國儲能網訊：截至2023年7月12日，南方區(qū)域綠電交易電量累計超過100億千瓦時，相當于節(jié)約標煤約300萬噸，減少二氧化碳排放約700萬噸。
中國電力企業(yè)聯(lián)合會數據顯示，2022年全國綠色電力省內交易量為227.8億千瓦時，約是2021年省內綠電交易量的36倍。
綠電交易試點啟動后不到兩年里，綠電供給不斷增加，一方面穩(wěn)妥推進享受國家可再生能源補貼的綠電項目參與綠電交易，另一方面部分地方已經允許分布式光伏發(fā)電入場。當前，國家層面正在醞釀相關規(guī)則征求意見稿，海上風電等可再生能源也有望在2023年參與其中。
但隨著電力供需形勢變化，對標燃煤電價的綠電環(huán)境溢價標準，引發(fā)業(yè)內廣泛討論。綠電交易規(guī)模的不斷擴大，也將使其與現貨市場等的銜接問題進一步浮出水面。
南方區(qū)域綠電交易破百億度
廣州電力交易中心數據顯示，2023年1-6月，南方區(qū)域綠電交易電量56.7億千瓦時，同比增長120%，提前完成2023年全年計劃。自2021年9月綠色電力交易試點啟動以來，南方區(qū)域綠電交易電量已累計超過100億千瓦時。
據北京電力交易中心發(fā)布的數據，截至2023年5月4日，國家電網公司累計完成218筆綠電交易，綠電交易量達310億千瓦時，突破300億千瓦時的年度目標，同比翻一番。
但綠電交易在電力市場交易電量中所占比例仍然不大。中國電力企業(yè)聯(lián)合會數據顯示，2022年全國綠色電力省內交易量為227.8億千瓦時，僅占全國各電力交易中心累計組織完成市場交易量的0.4%。
不少受訪的電力用戶呼吁，要進一步解決綠電交易的“堵點”，做大市場規(guī)模。目前堵點包括無法靈活買到綠電、綠電結算電量與交易電量差別較大、綠證用途有待擴大等。
據了解，綠電交易在有的省區(qū)沒有固定月度交易時間，在有的省區(qū)則沒有月度交易，只有年內不定期靈活交易?！澳甓冉灰兹绻I不全，其他時間就很難補上?！鄙鲜鲇脩艚ㄗh，交易中心加強信息披露，增加綠電交易頻次，固定月度交易的時間。
廣州電力交易中心相關工作人員告訴eo，2023年廣東將風電光伏發(fā)電項目交易電量上限系數由0.5調至0.8，并且靈活開展年內多月交易；廣西則明確風電全年利用小時數超800小時、光伏超500小時外的電量可參與綠電交易，進一步擴大了綠電供應量。
此外，南方區(qū)域正積極推動跨省綠電交易，促進東西部綠電資源的優(yōu)化配置。
有受訪的電力用戶認為，當前結算電量與交易電量有一定偏差，由于在結算綠電交易電費時，會在實際發(fā)電量、實際用電量、合同電量三者中“取小”，計算環(huán)境溢價，并據此核發(fā)綠證。企業(yè)對偏差電量沒有足夠多的調整方法，少買的電量可以在電力市場中補足，環(huán)境權益的“偏差”卻無法彌補。此外，一些用戶會通過簽高交易量進行虛假宣傳?！敖ㄗh優(yōu)化綠電交易方式，滿足企業(yè)購買足額綠電需求。”
有電力交易中心相關工作人員解釋，該規(guī)則可以保證用戶側買到的都是可溯源的綠電。他指出，“三者取小”主要是為了保證綠證可以順利核發(fā)，用戶側企業(yè)反映的問題未來可以通過售電公司解決?！笆垭姽緦l(fā)揮‘蓄水池’作用，在用戶間進行調劑，2023年在修編相關規(guī)則時也可能增加事后轉讓方面的規(guī)定?！?
此外，多位受訪者呼吁，綠電交易機制與可再生能源電力消納保障機制、能耗“雙控”、碳市場等的銜接有待加強。目前綠電交易市場還是“自愿”市場。隨著供給增加，可能轉向“強制”市場，必須解決環(huán)境權益等數據認證及交易機制銜接問題。
環(huán)境溢價應參照什么標準？
綠色電力價格由電能量價格和環(huán)境溢價兩部分組成，環(huán)境溢價體現綠色電力的環(huán)境屬性價值。
廣州電力交易中心相關人員透露，2023年1-6月南方區(qū)域綠電交易均價較煤電基準價上漲9.7分/千瓦時，基本與煤電均價持平。北京電力交易中心2023年3月披露的數據顯示，2022年，綠電交易價格較各地煤電基準價平均上浮6-8分/千瓦時，綠電交易成交電價普遍高于各地中長期市場交易均價，溢價幅度為2-11分/千瓦時不等。
據eo此前報道，2021年首批綠電試點交易的成交價格較當地電力中長期交易價格上浮3分/千瓦時—5分/千瓦時，較燃煤發(fā)電基準價大約上浮2分/千瓦時。南方區(qū)域綠電交易價格在風電、光伏上網電價基礎上平均提高2.7分/千瓦時。
前述電力交易從業(yè)人員介紹，從首批綠電試點交易開始，各地的“環(huán)境溢價”就有不同的“參照物”，有的是與當地燃煤市場化交易均價相比，有的則是對照燃煤發(fā)電基準價，還有的由買賣雙方自行約定。
情況在2022年底發(fā)生了改變。國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的《關于有序推進綠色電力交易有關事項的通知》（發(fā)改辦體改【2022】821號，以下簡稱“821號文”）指出，綠色電力交易成交價格應在對標當地燃煤市場化交易均價基礎上，進一步體現綠色電力的環(huán)境價值，在成交價格中分別明確綠色電力的電能量價格和綠色環(huán)境價值。
而首批綠電交易試點啟動后不久，國家發(fā)展改革委于2021年10月印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格【2021】1439號，以下簡稱“1439號文”），燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍被擴大為20%。
多位業(yè)內人士介紹，受電力供需關系變化、煤價波動等影響，現在各省區(qū)燃煤市場化交易均價普遍有所上漲，不少省區(qū)達到或貼近20%的上限。
前述電力交易從業(yè)人員介紹，根據821號文，環(huán)境溢價的“參照物”應為當地燃煤市場化交易均價。而目前各省統(tǒng)計方式仍有不同，一些省區(qū)沿用燃煤發(fā)電基準價進行計算，因為如果與燃煤市場化交易均價相比，部分省區(qū)的部分時段綠電的環(huán)境溢價出現負值。
也有不少業(yè)內人士說，如果綠電交易價格比燃煤市場化交易均價低，那么需要衡量該省的綠電需求是否為“真需求”，買方的熱情是否出于“便宜”而不是“綠色”。
廣西在《2023年廣西綠色電力市場化交易實施方案》中規(guī)定，綠色電力交易的電能量價格原則上為交易標的執(zhí)行當月燃煤發(fā)電企業(yè)月度交易計劃加權平均價格，且環(huán)境溢價價格下限為0元。
另有電力交易從業(yè)人員告訴eo，不少售電公司把821號文當成向終端用戶加價的工具，在零售環(huán)節(jié)進行加價。
有用戶呼吁設立“綠電基準價”，理由是燃煤基準價體現的是火電成本，與綠電項目的投資及成本控制沒有直接關系，如今綠電項目越來越多，已具備核定“綠電基準價”的條件。
還有業(yè)內人士提到，2022年1月印發(fā)的《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）》提出，綠色電力的環(huán)境溢價可作為綠證認購交易的價格信號，1張綠證對應1000千瓦時的結算電量，此外環(huán)境溢價也涉及未來與其他環(huán)境權益市場銜接問題，包括碳市場、用能權市場等，因此代表環(huán)境權益的環(huán)境溢價在短周期內要相對穩(wěn)定，參照物也應該相對統(tǒng)一。
上述人士說：“是時候進一步考慮環(huán)境溢價的計算問題了，未來還有一種思路是讓市場主體自行協(xié)商約定環(huán)境溢價?！?
擴容下一步
現階段綠電交易的供給方只納入了平價集中式陸上風電、光伏發(fā)電項目。2023年2月，國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知》（以下簡稱“75號文”），要求穩(wěn)妥推進享受國家可再生能源補貼的綠電項目參與綠電綠證交易。
電力交易從業(yè)人員透露，預計2023年綠電交易范圍將擴大至海上風電和分布式光伏項目，未來還將擴大至常規(guī)水電。曾困擾綠電買家的供給不足問題將得到改善，下一步要解決“如何買”的問題。
有業(yè)內人士認為，很多綠電交易問題還沒有浮出水面的原因是交易量尚小，一旦交易規(guī)模繼續(xù)擴大，將面臨越來越多的問題?！氨热?，有的綠電受端省區(qū)也是現貨試點先行省區(qū)，若送端省區(qū)不是現貨試點省區(qū)，將出現銜接問題。無論省間還是省內，綠電與現貨市場銜接問題都值得關注?！?
根據相關交易規(guī)則，綠電交易在所有中長期交易品種中具有優(yōu)先組織、優(yōu)先執(zhí)行、優(yōu)先結算的“三優(yōu)先”特點，即用戶在簽署多種中長期合約的情況下，將優(yōu)先執(zhí)行綠電合約。
在現貨試點省區(qū)，綠電合約不與現貨進行偏差結算。此外，電力現貨市場采用集中競價方式開展交易，無法實現綠電交易的“三優(yōu)先”。
上述人士認為，未來綠電與現貨銜接可能的解法是，電能量部分按照中長期差價合約進行全額結算，環(huán)境溢價則在事后根據發(fā)用雙方實際發(fā)用電量進行匹配認定。這種模式不但可以用于省內交易，也可以用于區(qū)域現貨市場?！皡^(qū)域現貨市場模式下，發(fā)用雙方已經解耦，這是一種解法。”
“環(huán)境溢價部分是在電能量交易框定的范圍內進行交易，這是與綠證的區(qū)別?！鄙鲜鋈耸垦a充解釋說。
據eo了解，廣東電力交易中心將在最新版綠電交易規(guī)則中對綠電交易與現貨交易銜接進行規(guī)定，近期將發(fā)布相關征求意見稿。
