翟永平：绿电交易扩容

　　2023年是我国启动绿电交易的第三年。随着全球绿色转型提速，绿电需求逐渐增加。为支持绿电发展，中央和地方政府出台了一系列政策，企业也在加快脚步。近日，南方电网公司印发《加快推进新形势下南方区域绿电绿证市场建设工作方案(2023年版)》，完善促进绿电绿证消费市场机制。在绿电奔向“星辰大海”的过程中，激发绿电消费潜力，持续扩大绿电供应，协同绿电、绿证、碳交易，推动标准国际互认等工作渐入快车道。记者将连续发布《绿电迎风来》封面组稿，全面扫描绿电发展的动向、难点及趋势。

　　2023年3月22日，企业绿电绿证需求调研座谈会在深圳市发展改革委主持下召开，十余家用电企业代表围坐在一起，他们提出了最关心的三个问题：如何购买绿电、绿电价格能否降低，以及使用绿电能否抵消碳排放。

　　深圳被誉为中国外贸第一城，出口规模连续30年居内地外贸城市首位。当全球产业链绿色低碳发展势不可挡，深圳也最先洞察企业对绿色电力的消费需求。

　　“‘双碳’战略提出以来，各个行业都在进行绿色转型。尤其是欧盟碳边境调节机制出台，未来可能会影响我们产品出口。”深圳市发展改革委相关负责人在上述座谈会中表示。

　　绿电需求增长

　　深圳一些企业已经切身感受到供应链上传导过来的压力。苹果公司计划到2030年实现生产供应链和产品生命周期的碳中和，欣旺达、立讯精密、裕同科技等位于深圳的苹果供应商也承诺，将使用100%可再生能源电力生产苹果产品的配件。

　　“近年来，一些大的企业对产品生产过程的绿色化要求越来越严格，并要求下游供应商制订相应的规划。”有企业代表透露，“这是一个要求不断提高的过程，直到我们最后接受。”

　　腾讯、富士康、华为、比亚迪等企业也制定了自身的碳减排、碳中和目标。

　　腾讯提出，“不晚于2030年，实现自身运营及供应链的全面碳中和;不晚于2030年，实现100%绿色电力”。富士康在《工业富联碳中和白皮书》中承诺，到2030年运营碳排放较2020年基准年下降80%，2035年实现运营范围碳中和。华为提出“将绿色环保要求融入采购质量优先战略，与供应商一起持续降低供应链碳排放总量，实现供应链绿色低碳可持续发展”。比亚迪也启动了碳中和规划研究，并计划未来强化上中下游产业链节能减排。

　　对企业来说，使用绿色电力是满足客户绿色用能要求、实现自身碳减排的重要手段。

　　根据国家发展改革委、国家能源局制定的《绿色电力交易试点工作方案》，绿色电力交易初期产品为风电和光伏发电企业上网电量，而绿色电力交易实际上就是在现有的电力中长期交易框架下设立的独立绿色电力交易品种。在进行市场交易的时候，市场主体在申报电量的同时，分别申报电能量价格和环境溢价，相关价格通过市场形成。北京、广州电力交易中心分别负责组织和管理各自区域内的绿色电力交易。

　　外资、出口型企业对绿电的需求较高。广州电力交易中心的统计显示，南方五省区内参与绿电交易的主体覆盖数据中心、金属制造、建材化工、能源、食品生物等行业，其中港资、外资及外向出口型企业占比超过70%。

　　越来越多的企业加入使用绿色电力的行列，绿电交易规模也在保持快速增长。2023年前3个月，全国绿电交易规模达到250.26亿千瓦时。

　　供给不足和价格偏高，是制约企业大规模购买绿电的主要原因。

　　由于供给有限，绿电价格相对稳定，普遍高于当地电力中长期交易市场均价。公开数据显示，国家电网经营区域内，绿电交易的溢价在0.02053—0.1055元/千瓦时;南方电网经营区域内，2022年绿电价格比市场均价高出0.01—0.03元/千瓦时。

　　制造业普遍对电价敏感，有多名企业代表在上述座谈会上表示，绿电价格高于企业当前用电价格，如果客户不愿意承担这部分环境溢价，企业自身则没有使用绿电的意愿和能力。

　　腾讯碳中和战略高级顾问翟永平此前对记者表示，短期内，企业使用绿电会增加用能成本;长远来看，预计绿电价格会降低并且具有竞争力，因为风电、光伏发电的成本是固定的，未来新能源的上网电价也会与煤电价格脱钩。

　　供给如何扩容

　　尽管绿电需求在增长，但绿电交易电量占市场交易电量的比重仍然较低。中电联的数据显示，2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.25万亿千瓦时，其中绿电交易227.8亿千瓦时，占比只有0.4%。

　　供需量价预期的不匹配是绿电扩容面临的现实难题。在需求侧，企业希望绿电供应充足、价格便宜;而在供给侧，新能源发电企业只有获得较高的环境溢价，才有动力主动参与绿电交易。

　　《绿色电力交易试点工作方案》规定，目前参与交易的绿色电力主要为风电和光伏发电，未来条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。有电力交易机构人士表示，随着社会绿色消费需求的增加，未来绿电范围还将扩大至海上风电、分布式光伏及常规水电。

　　现阶段，绿电交易只纳入了平价的集中式陆上风电、光伏发电项目，分布式光伏、海上风电、水电等均未被纳入绿电交易范围。截至2022年底，我国风电、光伏发电装机容量为7.6亿千瓦，占总发电装机容量的比重达到29.7%，但符合参与绿电交易条件的项目十分有限。截至2022年底，国家电网经营区域内，风电、光伏发电装机容量为6.4亿千瓦，其中平价项目为1.5亿千瓦，占比23%;南方电网经营区域内的风电、光伏发电装机容量在6700万千瓦左右，其中平价项目为1000万千瓦，占比15%。

　　这些平价风光项目也只有部分电量参与了绿电交易。为了保障平价项目的收益，国家发展改革委、国家能源局在2019年1月发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，明确对平价项目执行优先发电和全额保障性收购政策。此后，随着推动工商业用户全部进入电力市场，多个省份将风电、光伏纳入优先发电，以对应居民、农业等用户的优先用电。

　　协合新能源集团CTO、北京协合运维风电技术有限公司董事长兼总经理陆一川对记者表示，现在平价项目有保障性收购，执行当地的燃煤基准价，并且工程造价处于下降通道，其盈利性不比早年带补贴项目差。保障性收购以外的电量才会进入市场，市场化电量占比将不断增高。目前绿色溢价只有2—3分钱，绿证绿电收入只占发电企业收入的一小部分。“绿电绿证的稀缺性会越来越强。”

　　带补贴的风电、光伏发电项目参与绿电交易需要放弃补贴，由于目前绿电溢价的吸引力不足，因此对补贴强度高的项目，发电企业更倾向于等待补贴，参与绿电交易的意愿较低，这也限制了绿电供给规模的扩大。

　　实际上，随着新能源装机规模的快速增长，绿色电力产品相对充足。国家能源局的数据显示，2022年，我国风电、光伏的发电量已经达到1.19万亿千瓦时，占全社会用电量的比重为13.8%。但新能源既有平价项目，也有补贴项目，有些项目尚未纳入绿电交易的范围。此外，新能源既可以参与绿电交易，也可以选择参加常规市场化交易。参与常规市场化交易如何获得绿色属性认定尚不明确。

　　从政策设计的角度来看，风电、光伏的发电量均为绿色电力产品，无论新能源以哪种方式参与市场交易，对应电量都应获得绿色属性认定。此外，保障新能源发电企业的合理收益，是引导补贴项目进入绿电市场的关键。

　　在近期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表示，新能源将主要通过保障性收购、绿色电力交易和常规电能量交易进行消纳。这三种模式均可以实现新能源的电能量价值和环境价值，但要确保绿证作为消费凭证的唯一性和可溯源性。其中，保障性收购电量的环境权益转移至优购用户，绿电交易电量的环境权益随电能量转移至用户;常规电能量交易的电量，由发电企业获得对应绿证，通过绿证交易，发电企业可以将环境效益变现。

　　庞博认为，带补贴新能源项目参与绿电交易市场，应当探索采用与平价机组的分场交易、对带补贴机组进行限价的方式，保障平价机组环境溢价的合理回收。

　　2023年2月15日，国家发展改革委、财政部、国家能源局印发了《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》(以下简称《通知》)。《通知》扫清了补贴项目参与绿电交易的障碍，发电企业可以在绿电溢价收益和补贴之间二选一。

　　具体而言，享受补贴的项目参与绿电交易时，高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵补贴或归国家所有;发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。

　　此外，《通知》明确，保障性收购并享受补贴的绿色电力，可以由电网企业统一参加绿电交易，或者由北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司将对应的绿证统一参加绿证交易，参加绿电、绿证交易产生的收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。

　　绿电交易溢价冲抵可再生能源补贴，有利于缓解企业因补贴拖欠带来的现金流紧张问题。但也有可再生能源行业人士对记者表示，如果新能源企业都想参与绿电交易改善现金流，最终的结果很可能是大家的收入都减少了，现金流并没有改善。

　　有发电企业人士对记者表示，企业对带补贴项目参与绿电交易存在一定顾虑，毕竟绿电供应量增加会压缩溢价空间，对绿电价格不利。

　　绿电、绿证共存

　　对通过电网购电的用户，很难区分其使用的电力是来自风电、光伏发电还是煤电，其购买绿电，并不等同于使用绿电，而是代表他们为绿电开发付费。所以在绿电市场中，绿色环境属性的认定是一项非常重要的工作。国际上通常将绿证作为绿电的计量工具和绿色环境价值的载体。通常1张绿证对应1000千瓦时的结算电量。

　　据了解，国家能源局于2022年10月下发了《关于完善可再生能源绿色电力证书制度的通知(征求意见稿)》，明确了绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，由国家可再生能源信息管理中心负责绿证核发工作。

　　在国家能源局2023年一季度新闻发布会上，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏表示，国家能源局正在结合新形势新要求，进一步完善绿色电力证书制度，明确绿证的权威性、唯一性、通用性和主导性，拓展绿证核发范围，推广绿证绿电交易，引导绿色电力消费，为促进可再生能源开发利用、推动全社会更好消费绿色电力发挥更大的作用。

　　有专家表示，绿证的权威性和唯一性是绿证政策框架中最核心的内容，只有明确了绿证是唯一的绿色电力消费凭证，才能逐步扩大绿证的应用场景。

　　国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副研究员韩雪对记者表示，之所以建设绿电、绿证市场，一是为了激励可再生能源发展。可再生能源在电力市场中面临电价与电量的不确定性，存在多重风险，绿证市场是可再生能源抵御市场风险的重要手段之一。二是通过合规市场和自愿市场共同发力，通过强制约束来提升全社会的绿色消费水平，同时自愿市场满足市场主体对额外减碳的需求。

　　绿证交易机制设计之初是作为可再生能源配额制的配套政策，承担配额义务的主体通过向发电企业购买绿证来完成配额目标。但由于对配额考核主体存在争议，政策设计者最终没有执行可再生能源配额制度，只是在2017年首先开启了绿证自愿认购。

　　根据《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，绿证是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。风电、光伏发电企业出售绿证以后，相应电量不再享受补贴，绿证认购价格不高于对应电量的补贴金额。

　　由于绿证自愿认购的初衷是替代可再生能源补贴，以缓解可再生能源补贴资金压力，这使得补贴绿证价格居高不下。在自愿市场中，企业和个人购买绿证的意愿严重不足。截至2023年3月，补贴绿证核发量3458万张，但成交量只有7.9万张。

　　随着可再生能源进入平价阶段，无补贴项目开始大规模并网。根据《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，自2019年开始，平价风电、光伏发电项目也可以申请绿证，通过出售绿证获取收益。平价绿证的价格完全由市场供需决定，价格远低于补贴绿证，市场接受程度更高。截至2023年3月，平价绿证核发数量为2589万张，交易数量达到537万张。

　　2021年9月，全国绿电交易试点正式启动。与绿证不同的是，绿电交易实现了“证电合一”，而绿证交易属于“证电分离”，两种模式各有优劣。

　　在“证电合一”模式下，物理电量和绿证一起参与交易，绿证由国家可再生能源信息管理中心核发，电力交易机构根据绿电交易结算结果，将绿证划转至电力用户。现阶段，绿证原则上只允许交易一次。“证电合一”模式下的绿电溯源性更好，电力交易机构可通过区块链技术，对绿电生产、消费和交易环节实现溯源，但“证电合一”受到电网物理通道的限制。

　　在“证电分离”模式下，用户可以单独购买绿证，以获得绿色电力消费证明。目前用户可以在中国绿色电力证书认购交易平台和电力交易机构单独购买绿证，“证电分离”的模式更加灵活，拓展了交易的范围和群体，但认可度相对低于“证电合一”的绿电交易。

　　绿电交易和绿证交易都是用户获得绿色消费凭证、新能源企业获得环境价值的手段，并不互相排斥。韩雪认为，如果要刺激绿色消费，允许“证电分离”是必要的，不排斥“证电合一”，因为“证电分离”脱离物理电网限制，可及性更好，有利于扩大交易规模。此外，市场主体对绿色消费的需求存在差异，可以通过合理的政策设计去引导用户购买绿电或者绿证。

　　有企业人士表示，企业选择绿电还是绿证，主要取决于上游客户的要求，有些客户更认可绿电，有些对绿电、绿证都认可。作为消费者，企业最关心的仍然是为获得绿色环境属性所要付出的成本。

　　如何激发需求

　　2022年，全国可再生能源的发电量为2.7亿千瓦时，占全社会用电量的比重达到31.6%，仅仅依靠企业自愿购买绿电，已经难以消化规模庞大的绿色电力产品，激发绿电消费需求迫在眉睫。

　　要扩大绿电消费市场，还需要完善顶层设计，加强绿电交易机制与可再生能源电力消纳保障机制、能源“双控”政策的衔接。

　　不同政策视角下，绿电绿证交易被赋予了不同的意义。电力交易主管部门希望通过绿电扩大电力市场化交易规模，推动跨省跨区交易;可再生能源主管部门则希望明确绿证的唯一性，丰富绿证的应用场景，解决补贴退出后可再生能源发展的激励问题。

　　绿证是形成政策合力的基础，也是绿电交易机制衔接可再生能源电力消纳保障机制、能源“双控”政策的关键所在。

　　政策层面正在推动绿证与可再生能源电力消纳保障机制和能源“双控”制度挂钩，引导、约束市场主体扩大绿色电力消费。

　　2019年，为了促进可再生能源消纳，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，提出按省级行政区域，规定电力消费中应达到的可再生能源电量比重，政府部门、电网企业、电力用户是承担可再生能源消纳责任的主体。从机制设计来看，“可再生能源电力消纳责任权重”脱胎于“可再生能源配额制”，同样是将可再生能源消纳责任考核和激励转移至消费侧，强调电力用户消纳可再生能源的责任。

　　早在2003年《可再生能源法》起草时就有引入配额制的呼声，但由于对考核对象、惩罚措施等存在争议，最终未能实行。2018年，国家能源局连续三次对“可再生能源配额制”征求意见，最后“可再生能源电力消纳责任权重”取代“可再生能源配额制”，成为可再生能源电力消纳保障机制中的核心指标。

　　根据可再生能源消纳保障机制，承担消纳责任的主体以实际消纳可再生能源电量为主要完成方式，自愿认购绿证和超额消纳量交易只是完成电力消纳责任权重的两种替代方式。

　　当前，可再生能源消纳责任权重指标相对宽松，绝大多数省份都可以完成消纳责任。实际上消纳责任也没有完全传导至市场主体，大部分省份主要是通过超额消纳量交易来完成消纳责任权重，所以自愿认购绿证在完成电力消纳责任权重上的作用十分有限。

　　绿证在完成可再生能源消纳责任权重上的重要性有所提升。2022年1月，国家发展改革委等七部委联合发布《促进绿色消费实施方案》，明确提出“建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重”。

　　“目前政策层面正在对《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》的部分内容进行修订，一些重要指标将被调整，调整的方向就是向绿证靠拢。”上述专家对记者表示。

　　此外，政策层面也在推动绿证与能耗“双控”制度相衔接。2022年11月，国家发展改革委等三部委发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电等可再生能源不再纳入能源消费总量。同时还提出，绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，各省级行政区域可再生能源消费量，以本省用户持有的当年度绿证作为核算基准。

　　虽然国内尚未建立绿证强制市场，但能耗“双控”在一定程度上起到了强制市场的作用。能耗强度降低为约束性指标，能源消费总量控制为预期性指标，前者采用一票否决制，预期性指标通常可以根据实际需求而弹性变动。总体来看，能耗“双控”制度对地方政府具有较强的约束力。

　　经济增长带动用能增加，部分省份很容易突破能源消费总量限制。2021年，浙江为了完成能耗“双控”考核，采取了有序用电措施。

　　即便是可再生能源装机大省，也存在巨大的考核压力。2021年，甘肃和新疆没有完成最低可再生能源电力总量消纳责任权重，分别相差2.6个和1.8个百分点。2020年，内蒙古未完成能耗“双控”考核目标，被主管部门约谈。

　　对经济发达、能源需求大的省份，为了完成能源消费总量控制目标，有充足的动力去使用可再生能源电力，绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，市场需求也将增加。

　　但可再生能源电力消纳保障机制和能耗“双控”都是以省级行政区域为考核对象，如果政策约束进一步增强，地方政府出于优先满足本省需求的考虑，很有可能干预绿证市场，产生新的交易壁垒。

　　有新能源大省发改系统人士指出，考虑到能耗“双控”约束，上半年最好不要卖或者少卖绿证，下半年根据能耗“双控”完成情况参与绿证交易。也有地方政府明确提出，本地生产的绿电必须预留一部分比例在本地消纳，以支持当地产业发展。

　　“绿证是全国统一的市场，绿证只能由发电企业拥有，不能被截留。”上述专家强调。

　　(翟永平：亚洲开发银行前首席能源专家、腾讯战略发展部高级顾问、中国人民大学重阳金融研究院客座研究员，本文转自4月18日南方能源观察。）