全面推动碳达峰、碳中和目标的提出，为我国产业结构和能源结构绿色低碳转型提供了方向指引。2021年3月，中央财经委员会第九次会议强调，要把“双碳”目标纳入生态文明建设整体布局，构建以新能源为主体的新型电力系统。我国作为全球最大的新能源生产国，亟待出台促进绿色电力交易的指导文件，厘清绿色电力交易与现行各类支持政策和市场交易的边界。在国家电网有限公司的组织下，北京电力交易中心多次征求市场成员意见建议，研究编制了《方案》并报国家发改委批复，同时积极开展试点交易准备工作。
2021年9月，国家发展改革委、国家能源局正式函复《绿色电力交易试点工作方案》(以下简称《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。我国正式启动绿色电力交易。这也是继国家开展绿证交易后又一大重要的促进绿色能源发展新举措。鉴于绿电交易对于推动我国双碳目标实现的重要性，本文将从绿电交易的内涵及发展背景出发，分析绿电交易的特点以及存在的问题，并针对市场发展提出了几点建议。
一、绿电交易相关内涵及发展背景
(一) 什么是绿电？
绿色电力是指利用特定的发电设备，如风机、太阳能光伏电池等，将风能、太阳能等可再生的能源转化成的电能。通过这种方式产生的电力因其发电过程中不产生或很少产生对环境有害的排放物(如一氧化氮、二氧化氮；温室气体二氧化碳；造成酸雨的二氧化硫等)，且不需消耗化石燃料，节省了有限的资源储备，相对于常规的火力发电——即通过燃烧煤、石油、天然气等化石燃料的方式来获得电力，来自于可再生能源的电力更有利于环境保护和可持续发展，因此被称为绿色电力。绿色电力包括：风电、太阳能光伏发电、地热发电、生物质能汽化发电、小水电。
(二) 什么是绿电交易？
绿电交易特指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证。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，能够引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易。绿色电力交易试点由国家电网公司、南方电网公司组织北京电力交易中心、广州电力交易中心具体开，2021年9月7日，绿色电力交易在北京电力交易中心和广州电力交易中心开市，参与绿色电力交易的市场主体，近期以风电和光伏发电为主，未来将逐步扩大到水电等其他可再生能源。
表 1 绿色电力交易主要制度安排
资料来源：公开市场整理
(三) 绿电交易发展背景
绿色电力交易的发展既是碳中和时代下，实现“双碳目标”的重要路径，也是进一步推动再生能源电力市场化消纳、健全绿色电力市场交易机制的关键抓手。在监管端，又是建立灵活可靠绿色电网，提高电网调度运行经济性的必要方式。具体而言：
1、在政策端，是实现“双碳目标”的需要
经济发展带来了对能源需求的快速增长，对能源供给承载能力和国家能源安全都提出了严峻的挑战，全球气候变化进一步加强了环保约束。2020年9月，习总书记提出了“双碳”发展目标，奠定了未来一段时期内国家能源结构转型的总基调。电力部门作为我国能源消费碳排放的主要来源，绿色电力的发展在实现“双碳”目标中承担着重要的任务。绿电交易能够反映绿电的环境价值，在引导全社会更加主动消费绿电的同时，增强了绿电在电力市场中的竞争力，能够加快推进绿色能源开发利用和电力行业清洁低碳的发展。通过市场竞争发挥市场优势，以更低成本实现中国的能源转型，满足环保约束。
2022年1月印发的《促进绿色消费实施方案》中第(十)条提出针对绿色交易要“加强与碳排放权交易的衔接，结合全国碳市场相关行业核算报告技术规范的修订完善，研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性”。绿电交易和碳市场挂钩后，用户可以选择直接购买绿电来扣减碳排放总量，相比起核证自愿减排量(CEER)来说更容易实现，绿电市场和碳排放权市场的联动性将进一步加强，能够助力绿色电力环境价值的提升，进一步推动绿电交易发展。
2、在市场端，绿电市场需求提升，供给成本下降
需求侧方面，在绿色转型过程中，电力消费侧有降低用电成本、增进企业经济效益的需求，也有减少环境影响、提升绿色电力消费比重树立企业良好社会形象的需求。电力消费侧用户实现降耗减碳主要有四个途径：投资分布式可再生能源、采购绿证、进行碳排放权交易、采购绿电。相比之下，绿电交易通过采购绿电实现用电减排，限制较低，且是最实际的减排方式，更加符合市场的需要。对于用电企业来说虽然绿电的价格较高，但其中包含的环境价值可以帮助企业更快实现绿色转型。下一步随着《方案》的出台，绿电交易将与可再生能源消纳责任权重挂钩，硬性指标将进一步分解到各市场主体，进一步刺激各主体的绿电需求，促进绿电交易发展。
供给侧方面，随着技术进步和发展背景向好，新能源发电的度电成本逐年下降，已逐渐进入平价时代。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，而按照2021年的煤价行情，燃煤发电的度电成本在0.32-0.76元/kWh之间，而未来随着政策缩紧及煤炭资源的进一步减少，燃煤发电的度电成本将进一步上升。
图 1 1984-2019年中国风电平均度电成本
数据来源：IRENA
图 2 2010-2019年中国光伏平均度电成本
数据来源：IRENA
3、在监管端，建立灵活可靠绿色电网，提高电网调度运行经济性
长期以来，中国电源和电网投资一直以计划电量和管制定价为主，保证了中国电力装机、输电容量总量充裕，供电安全性得到保障。随着绿色电力大规模并入电网，电网容量结构性的矛盾开始凸显，传统的计划手段可能造成过度投资、效率损失的问题。通过建立发展绿电市场，引入市场机制引导电力资源的灵活配置，从而提升系统电源结构配置，更好地发展绿色经济。同时由于中国电力资源分布不均，集中发电地和集中用电地间隔较远，电网管理的阻塞会增加电网调度的成本。未来随着大量分布式发电资源进一步接入电网，调度范围将大大扩大，当前的集中调度模式难以完成，因此引入绿电交易市场，能够保证系统高效率、低成本运行，以市场价格引导大量的分布式资源自行调度，从而实现电网的绿色、健康、经济发展，降低中国能源转型的成本。
二、我国绿电交易的主要特点
与绿证交易不同的是，我国绿电交易具有” 证电统一“的特点，并且在交易方式上，我国绿色电力交易方式较为多样，给予用电方、发电方、售电方较大的协商和合作空间。
(一) 证电统一
国内绿电交易实行“证电统一”的模式，即购电方将通过物理的电力输送，实实在在的接收到再生能源发电，实现将环境价值并轨到绿电交易的绿色溢价中。不同于绿证交易的“证电分离”的模式，绿电交易中，绿色电力是主要的交易商品，而获得的证书仅为使用了绿电的证明。这种交易模式将受限于电网的实际传输能力，但是确保了购电方绿电产品所有权的清晰和唯一性，从而为企业提供了直接购买绿色电力的新渠道。
(二)多样化交易方式
根据《绿电交易试点方案》，当前绿电交易模式有两种，一种是“点对点”交易模式，即电力用户(含售电公司)与发电企业通过电力直接交易方式购买绿电。另一种是“网对点”交易模式，即电力用户向电网企业购买其保障收购的绿电。从交易方式来看，购电方可以通过协商等方式，直接从发电企业购买绿电；除此以外，电力用户还可以通过集中竞价、挂牌交易等方式，从电网企业购买绿电。多样化交易方式有利于绿电的价格形成，目前，带绿色电力属性后的市场化交易电价比风光上网电价高3- 5分/kwh，随着交易市场的成熟，电价将充分反应市场供需情况。
三、目前我国绿电交易中存在的主要问题
目前，我国绿色电力交易发展还处于起步阶段，面临着市场成熟度较低、市场化交易机制缺失以及与其他政策及市场机制衔接不完善等问题。具体而言：
(一)绿电交易市场不够成熟
我国的绿电交易启动于2021年，虽然我国的绿电交易市场已经借鉴了许多国外成熟西方国家的经验，但对于我国的电力市场来说仍然是一次重大的创新和变革，使得绿电市场的成熟度有待提高。与美国等国家发达成熟的绿电交易市场相比，我国的绿电交易仍然是以自愿交易市场为主，没有实现配额强制交易与自愿交易的融合，这就使得许多企业对于绿电的需求并不迫切，降低了绿电交易市场需求端的活力。目前，我国绿电自愿交易市场的电力消费者主要是那些已提出100%绿色电力生产目标的企业和自觉减碳以帮助产品获取更大国际竞争力的企业，而这些企业往往仅局限于大型的跨国企业集团或者有强烈出口需求的企业，绿电对于庞大的内需企业群体并没有太大的吸引力。
(二)绿电交易市场化交易机制缺失
我国的绿电交易市场尚未完全形成市场化定价机制。目前，我国绿电交易市场主要有两种交易方式，一是通过电力直接交易方式购买绿电、二是向电网企业购买绿电。但无论哪一种方式，都需要一个市场化的定价机制来保证绿电市场的长期健康发展。受限于我国绿色发电的成本和国外的技术壁垒，国内绿电长期存在价格劣势，高度依赖国家补贴，加上区域壁垒和地方保护阻碍，产生了跨区域绿电交易的难题，东部发达地区的高绿电需求低绿电供给与“三北”地区高绿电供给低绿电需求产生了严重的供需错配，种种原因都造成了绿电市场化定价机制的失灵。
(三)绿电市场与其他政策及市场机制衔接尚需完善
在绿电交易市场开放后，我国出现了绿证交易、绿电交易和碳排放权交易三类推进能源绿色低碳转型的重要市场机制，三类市场之间由于有着“促进绿色低碳发展”的共同目标，容易存在这一些市场机制方面的冲突。一方面，绿电交易市场与碳交易市场可能存在着重复支付环境费用的问题，造成电-碳市场衔接存在缺陷；另一方面，绿电市场和绿证市场的证电关系也存在着明显的冲突，绿电市场的“证电合一”模式与绿证市场的“证电分离”差异造成了双市场机制下的证电关系紊乱。绿电市场作为连接绿证市场和碳排放权交易市场的“粘合剂”，需要在市场机制的衔接方面进行进一步完善。
四、绿电交易市场发展建议
为推动我国“双碳”目标的实现，我国绿电交易市场需要进一步完善，以充分保障再生能源消纳。在交易标的方面，建议增加新能源发电标的，扩大市场范围；在机制建设方面，建立跨区域的绿色交易新机制与新模式；在机制协同上，探索与碳排放交易等不同市场机制的衔接和协同发展路径。
(一)推进绿电交易市场多元化发展
首先，我国绿电交易市场目前的交易标的主要还是风电和光电，许多其他的新能源发电并没有被绿电交易市场接纳，因此，绿电交易市场需要适时添加交易标的，使更多、更高效的绿色电力加入绿电交易市场，扩大绿色电力交易的适用面。
其次，目前我国绿电交易只有自愿交易市场，缺失配额制的强制绿电交易市场，这就使得许多企业缺失对于绿电的购买兴趣和需求。因此，未来我国需要根据绿电交易市场发展的成熟度和“碳中和”目标的实施进度实施配额制的绿电交易，提高绿电交易双方的活跃度。
(二)探索绿电交易新机制和新模式
我国幅员辽阔，人口众多，但不同地区间的发展极不平衡，这就阻碍了全国统一绿电交易市场的建立，正如前文所说，在区域协同机制不完善和地方保护主义的影响下，我国的绿电市场交易机制并没有实现统一定价和统一协调分配。因此，我国需要探索并建立合理完善的跨区域绿色交易机制和来解决这一顽疾，实现绿色电力就近消纳和跨区域绿电交易的协同运行，努力构建统一市场体系下的绿电交易价格机制和绿电追踪配套机制。
(三)促进“电-证-碳”不同市场机制的衔接和协同发展
绿色电力对于电力消费者的意义在于其蕴含的绿色低碳价值，而要使这部分价值能够体现出来，需要全国碳市场或国外碳关税对于绿电零碳特性的认可。但是，目前我国的绿电交易是否能作为零碳依据在层面并没有明确的解释，这就大大降低了企业购买相对于普通电力而言高溢价的绿电的积极性。因此，我国的相关部门需要出台政策，让绿电的碳减排能够得到国内碳市场和国外碳关税的认可，通过碳排放权传导绿电的消费意愿，合理化绿电的高溢价。在绿电市场和绿证市场的衔接中，还需要国家相关部门统一协调证电之间的关系，把国家可再生能源信息管理中心核发的绿证和绿电交易中心的绿电交易结果相匹配，有序推进绿证市场与绿电市场的有机融合。
原标题：IIGF观点 |我国绿电交易发展情况、问题及建议