中國儲能網(wǎng)訊：近日，福建省組織開展首次綠色電力交易。本次綠色電力交易以雙邊協(xié)商形式開展，累計成交電量2842.7萬千瓦時，成交價格優(yōu)于月度集中競價價格。自2021年9月我國綠色電力交易試點正式啟動后，綠電交易的版圖正在不斷擴大。
2022年上半年，綠電交易量持續(xù)增加，兩大電網(wǎng)公司經(jīng)營范圍內(nèi)綠電交易量接近百億千瓦時。與此同時，綠電交易的環(huán)境溢價也發(fā)生了變化，綠電、綠證、碳市場銜接有了初步進展，我國主導的首個綠電交易領域國際標準成功立項。
種種跡象表明，綠色電力交易正從試點階段逐漸走向常態(tài)化。
有用電企業(yè)表示，其所在的公司始終關注綠電交易，但在實際操作中，仍然面臨困難和阻礙，期待在電-碳-能耗互通、跨省區(qū)交易、綠色屬性認證等方面，不斷創(chuàng)新完善交易機制和規(guī)則。
市場交易量增加
據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2022年1—5月份，全國各電力交易中心綠色電力直接交易量達到57.1億千瓦時。有電力行業(yè)從業(yè)者估計，2022年全年綠色電力交易量將接近百億千瓦時。
北京電力交易中心新能源交易部副主任徐亮在7月的一場交流研討會上介紹，截至2022年7月1日，北京電力交易中心在國家電網(wǎng)公司經(jīng)營范圍之內(nèi)，共組織綠電交易149筆，達成綠電交易規(guī)模超過140億千瓦時，其中2022年初以來交易量約為71億千瓦時；省間交易量為24億千瓦時，省內(nèi)交易量為116億千瓦時；參與綠電交易發(fā)電主體267家、電力批發(fā)用戶140家、售電公司165家、電力零售用戶305家。
從發(fā)電側(cè)成交規(guī)?？?，國家電投總成交規(guī)模最大，為45.5億千瓦時，占總成交電量32%，其次為中廣核、大唐；五大發(fā)電集團外，北京京能、湖北能源等地方能源集團也積極參與綠電交易。
用戶側(cè)則呈現(xiàn)高度集中特點，汽車制造業(yè)、化工行業(yè)、數(shù)據(jù)中心參與綠電交易積極，跨國企業(yè)、外向型企業(yè)購買綠電意愿強烈，其中寶馬公司成交量最大。
廣州電力交易中心相關工作人員告訴eo，2022年上半年，南方區(qū)域完成結(jié)算的綠電交易量約6億千瓦時，其中廣東4.2億千瓦時，廣西約為1.8億千瓦時，截至上半年底累計組織成交25.7億千瓦時。
2021—2022年，廣東綠電交易規(guī)模達13.3億千瓦時，在南方區(qū)域位居首位，增長迅猛。廣西自2022年5月份開始，每個月綠電交易量都有增長。云南、貴州、海南也在逐步推進。
多位電力行業(yè)從業(yè)者介紹，綠電交易市場“跑起來了”，和交易規(guī)則的出臺有很大關系。2022年2月，廣州電力交易中心等部門聯(lián)合印發(fā)《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）》；5月，北京電力交易中心印發(fā)《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則》。兩份規(guī)則對綠電交易的交易組織、交易價格、交易結(jié)算、綠證劃轉(zhuǎn)等方式及流程進行了細化。
綠色電力交易優(yōu)先組織無補貼新能源項目參與，交易規(guī)模逐步擴大，與平價新能源項目增加也密不可分。
與此同時，綠電、綠證、碳市場的銜接，一直以來都是業(yè)界關心的問題。2022年以來，交易中心在這方面做出了一些“破壁”嘗試。
綠證是證明用戶購買綠色電力、使用綠色電力的憑證。電力交易中心將綠色屬性標識和權益憑證直接賦予綠電產(chǎn)品，綠證和綠電實現(xiàn)了同步流轉(zhuǎn)。
2022年6月，廣州電力交易中心聯(lián)合廣東、廣西、昆明、貴州、海南電力交易中心在南方五省區(qū)共同舉辦南方區(qū)域綠色電力交易首批綠證頒發(fā)儀式。截至2022年7月8日，北京電力交易中心核發(fā)、劃轉(zhuǎn)788張綠電證書，同時提供北京電力交易中心認證的綠色電力消費憑證。
2022年4月26日，湖北省內(nèi)首場綠色電力交易簽約，參與交易的電力用戶獲得由湖北電力交易中心、湖北碳排放權交易中心共同認證的綠證，綠證上同時標明了交易電量和等效減排二氧化碳量。據(jù)《湖北日報》報道，這是全國首批電、碳市場雙認證的綠證。企業(yè)憑借綠證，可將其富余的碳排放配額在國內(nèi)碳市場中出售獲益。
環(huán)境價值幾何
A. 度電最高溢價0.11元
按照交易規(guī)則，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(xiàn)綠色電力的環(huán)境屬性價值。廣州電力交易中心相關工作人員告訴eo，計算環(huán)境溢價的核心原則是，綠電價格以風、光不參與綠電交易時的上網(wǎng)電價為基礎上浮，上浮部分為環(huán)境溢價。
2021年首批綠電試點交易的成交價格較當?shù)仉娏χ虚L期交易價格增加了0.03元/千瓦時—0.05元/千瓦時，較彼時的燃煤發(fā)電基準價大約上浮0.02元/千瓦時。
據(jù)徐亮介紹，自啟動試點以來，北京電力交易中心交易的綠電刨去冬奧會使用部分，較燃煤發(fā)電基準價平均溢價0.08元/千瓦時左右，省內(nèi)交易溢價高于省間交易溢價，最高溢價為0.11元/千瓦時。
在南方區(qū)域，廣東新能源為全額保障性收購，只有少量風電、光伏進入綠電市場，收購價格為該省燃煤發(fā)電基準價0.453元/千瓦時。照此計算，目前環(huán)境溢價約為每千瓦時5—6分。
廣東電力交易中心披露數(shù)據(jù)，2022年2—7月可再生能源電力月度交易成交均價分別為0.498元/千瓦時、0.505元/千瓦時、0.515元/千瓦時、0.515元/千瓦時、0.514元/千瓦時、0.518元/千瓦時（注：交易標的為當月電量），較燃煤發(fā)電基準價分別上浮0.045元/千瓦時、0.052元/千瓦時、0.062元/千瓦時、0.062元/千瓦時、0.061元/千瓦時、0.065元/千瓦時。
按照國家發(fā)改委于2021年10月印發(fā)的《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)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不超過20%，在廣東省，該價格上限為0.554元/千瓦時。
此外，南方區(qū)域綠色電力交易包括直接交易和認購交易兩種形式，認購交易是電網(wǎng)代理購電的中小型電力用戶購買綠色電力的途徑。
據(jù)悉，4月13日，南方區(qū)域2022年度首批綠色電力認購交易在廣東、海南兩省正式開展，綠色電力環(huán)境溢價平均約3分/千瓦時。6月份貴州組織的綠色電力認購交易環(huán)境溢價約為7分/千瓦時。
前述交易中心工作人員稱，由于認購交易中的電能量價格默認為電力用戶所在省區(qū)電網(wǎng)企業(yè)代理購電的價格，因此發(fā)用雙方協(xié)商的主要內(nèi)容就是環(huán)境溢價。
B. 溢價有了“價格帽”
《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）》規(guī)定，可以參考綠色電力供需情況，合理設置綠色電力交易價格的上、下限，《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則》中也有類似規(guī)定。
廣東專門為綠電交易中的環(huán)境溢價部分設置了“價格帽”。
2022年4月開始實行的《廣東省可再生能源交易規(guī)則（試行）（修改稿）》規(guī)定，綠電交易電能量電費和環(huán)境溢價電費分開結(jié)算。據(jù)廣東電力交易中心工作人員介紹，分開設置后，電能量電費方面，常規(guī)交易的上限為0.554元/千瓦時，同時為環(huán)境溢價單獨設置了5分錢的“價格帽”，即綠電交易總價最高可以達到0.604元/千瓦時。
上述工作人員表示，5分錢的“價格帽”考慮了平價綠證價格等綜合因素，后續(xù)還可能動態(tài)調(diào)整。
據(jù)eo了解，江蘇、河北省也設置了綠電交易相關價格的約束機制。
江蘇的“價格帽”針對綠電交易總價。據(jù)熟悉江蘇的電力行業(yè)從業(yè)者介紹，1439號文規(guī)定“現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價繼續(xù)作為新能源發(fā)電等價格形成的掛鉤基準”，但是沒有明確新能源發(fā)電價格是否也要受上下浮動20%的限制。江蘇選擇在批發(fā)側(cè)成交總價設置了上浮20%的限制。
據(jù)江蘇電力交易中心披露，江蘇省綠電交易2—5月月度交易均價分別為0.462元/千瓦時、0.465元/千瓦時、0.467元/千瓦時、0.467元/千瓦時。該省燃煤發(fā)電基準價為0.391元/千瓦時，上浮20%后為0.469元/千瓦時。上述四個月該省火電的市場成交價在0.467—0.469元/千瓦時之間，略高于綠電交易價格。
然而，上述電力行業(yè)從業(yè)者介紹，江蘇平價風光項目不多，但需求旺盛，實際上批發(fā)側(cè)真實的成交價格高于0.469元/千瓦時，多出來的部分會在場外進行結(jié)算，目前綠電交易價格沒有反映真實的市場供需情況。
浙江則沒有對綠電交易價格做出上述限制，在批發(fā)側(cè)，綠色電力交易成交價多次高于燃煤發(fā)電基準價的1.2倍。
C. 價格水平是否合理？
按照綠電交易的規(guī)則，政策補貼和環(huán)境溢價不可兼得。因此，業(yè)界普遍持有的一個觀點是：環(huán)境溢價起到了“接棒”新能源補貼的作用。
對于環(huán)境溢價的水平，多名電力行業(yè)從業(yè)者介紹，2021年綠色電力試點交易每千瓦時的環(huán)境溢價為3—5分錢，參照的是碳配額交易價格。
相關從業(yè)者告訴eo：“購買綠電相較購買火電可以達到減排效果，環(huán)境溢價就應該是減排的那部分碳價?！?
環(huán)境溢價的另一個參照物是平價綠證價格，平價綠證當時的價格為每張50元，對應1000千瓦時綠電，即每千瓦時5分錢。
對于當前的溢價水平，市場主體有多種看法。
部分市場主體認為環(huán)境溢價“虛高”，較高的環(huán)境溢價會挫傷市場主體購買綠電的積極性，倒逼市場主體選擇替代品，如國際綠證等，長遠看不是一件好事。
也有市場主體認為，目前的環(huán)境溢價是合理的，甚至是被低估的。遠景能源相關工作人員介紹，目前國內(nèi)碳市場價格遠遠低于歐盟碳市場價格，在未來歐盟可能實施碳邊境調(diào)節(jié)機制的背景下，國內(nèi)綠電交易的環(huán)境溢價不應低于歐洲。還有市場主體表示只在乎綠電的總價。
有市場主體告訴eo：“等碳、電兩個市場打通，環(huán)境溢價可以真正體現(xiàn)環(huán)境屬性，綠電交易真正變成可持續(xù)市場的時候，市場自然會給出合理的環(huán)境溢價?！?
綠電交易下一步：市場互通
徐亮介紹，目前關注綠電交易的用電企業(yè)雖然比較多，但是缺乏實質(zhì)性的激勵政策，很多省的消納責任權重指標考核對象都是省級電網(wǎng)公司，很少分解到電力用戶，因此用戶購買綠電的動力不足。
他透露，交易中心將推動政府制定相關政策，將消納可再生能源責任權重指標分解到電力用戶，通過政策將高耗能行業(yè)消費綠電的比例確定下來，在能耗雙控方面給予一定激勵，引導用戶積極參與綠電消費。
然而，不少市場主體表示，他們主要面臨“無糧可購”的情況。有從業(yè)者介紹，目前國內(nèi)一些地方的新能源企業(yè)可參與綠電交易的電量很少，有的省份甚至基本沒有平價綠電項目，“不是不供應，是真的沒有?！?
徐亮說，平價新能源地區(qū)間供需不平衡現(xiàn)象確實比較嚴重。綠電需求旺盛的東部地區(qū)供給不足，如果未來高耗能企業(yè)強制購買綠電，平價綠電供給遠遠不夠，需要引入帶補貼機組參與綠電交易以增加供給能力。交易中心也將進一步研究帶補貼新能源參與綠電交易的機制。
市場主體還呼吁開展更多跨省區(qū)綠電交易，以滿足東部地區(qū)旺盛的綠電需求，但這還涉及輸電通道和省間電力框架協(xié)議。（相關討論詳見《綠電交易為什么難》）
不少市場主體在受訪時表示，綠證和綠電現(xiàn)在基本打通，電和碳如何銜接是他們下一步關心的問題，尤其是如何用綠電消費量抵扣碳配額。
廣州電力交易中心相關工作人員介紹，目前綠電交易市場和碳市場都還在探索階段，碳市場目前只有發(fā)電行業(yè)參與，打通兩個市場的條件尚不成熟。
徐亮介紹，下一步將持續(xù)推動相關政府部門將發(fā)電以外的行業(yè)納入全國碳市場，明確在碳核查計算中全額扣減購買綠電帶來的碳減排量，同時進一步完善綠證制度。
前述交易中心工作人員還介紹，目前綠電交易在起步階段，以鼓勵發(fā)展為主，但是當新能源成為主要電源時，就應該承擔更多電力系統(tǒng)穩(wěn)定調(diào)節(jié)成本。
徐亮認為，綠電交易主體要合理承擔系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本，相關價格機制有待進一步完善。新能源滲透率提高對系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提出了更高要求，傳統(tǒng)火電機組將轉(zhuǎn)向提供輔助服務、系統(tǒng)備用容量等功能，新能源在獲取環(huán)境價值收益的同時，應該分攤系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本。
據(jù)他透露，交易中心正在研究建立相關分攤機制，實現(xiàn)各主體公平承擔系統(tǒng)平衡責任的目標。
