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全國綠電交易試點已有一年。一年以來，我國綠電交易直線上升。

由于綠電交易市場運行時間較短，交易量較小，高速發(fā)展的同時也顯露了一些問題。比如，綠電交易與碳市場等其他減排機制的關(guān)系如何理順？跨省交易壁壘如何打通？現(xiàn)階段，國網(wǎng)和南網(wǎng)區(qū)域都將集中式風電、光伏電量認定為綠電，認定范圍未來會涵蓋水電、光熱發(fā)電等可再生能源項目嗎？

近期，就上述問題21世紀經(jīng)濟報道記者專訪了中國銀行研究院副院長周景彤。他表示，綠電市場有助于激勵碳市場難以覆蓋的中小電企減排。碳市場一般只能覆蓋高排放企業(yè)，其他未被納入碳市場的中小電企，就要通過開展綠電交易創(chuàng)造環(huán)境溢價，來激勵其主動向綠電轉(zhuǎn)型。同時，目前綠電市場需求偏弱，如果未來在碳市場排放量核算中能對其綠色電力相關(guān)碳排放量予以扣減，將顯著調(diào)動控排企業(yè)購買綠電的積極性。

海上風電、光熱發(fā)電、分布式光伏發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等在技術(shù)和監(jiān)管等方面仍面臨較多挑戰(zhàn)，如果倉促脫離補貼納入綠電交易，可能使得相關(guān)綠電或綠證價格過高而無人問津，反而不利于其長遠發(fā)展，因此這些發(fā)電項目暫未能成為綠電。未來隨著相關(guān)技術(shù)不斷成熟、發(fā)電成本逐漸下降，在條件成熟時這幾類發(fā)電項目也完全有可能納入綠電交易。

綠電交易尚處發(fā)展初期

《21世紀》：建立綠電交易市場的意義何在？和一般的電力市場交易有什么不同？

周景彤：2021年9月，國家發(fā)改委、國家能源局復函國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)，在全國范圍推動綠電交易試點。與一般的電力市場交易相比，綠電交易最大的不同在于其交易標的為附帶綠證的風電、光伏等新能源發(fā)電企業(yè)的上網(wǎng)電量。企業(yè)簽訂購電協(xié)議后，由國家可再生能源信息管理中心、電力交易中心核發(fā)可再生能源綠色電力證書（簡稱“綠證”）。

建設(shè)綠電交易市場，對于促進我國綠電產(chǎn)業(yè)發(fā)展和經(jīng)濟社會綠色低碳轉(zhuǎn)型具有重要意義。

首先，建立了較為完善的市場化綠電交易機制。2017年我國啟動了“證電分離”的綠證交易，但只交易綠證，不涉及電力交易。綠電交易市場則為綠色電力的交易搭建了較為完善的機制框架。一是明確了綠電“優(yōu)先組織、優(yōu)先交易、優(yōu)先結(jié)算”的原則。二是配套建立綠色能源認證體系，確保綠色能源從生產(chǎn)、交易到使用都能可追蹤、可衡量、可核查。三是明確了綠電交易以年度（多月）為周期開展交易，鼓勵市場主體之間簽訂5-10年的長期購電協(xié)議。四是規(guī)定了直接購買和向電網(wǎng)企業(yè)購買等兩種購電方式。五是規(guī)定了綠電價格由發(fā)電企業(yè)與電力用戶、售電公司通過雙邊協(xié)商、集中撮合等市場化方式形成。這些相關(guān)機制的確立，為綠電市場化交易的開展夯實了制度基礎(chǔ)。

其次，為綠電發(fā)展創(chuàng)造了市場化激勵手段，減輕財政支持壓力。我國曾對新能源實行“燃煤機組標桿電價+財政補貼”的上網(wǎng)電價機制，補貼資金主要來自向企業(yè)征收的可再生能源電價附加征收。隨著新能源發(fā)電規(guī)模的飛速增長，補貼資金缺口也在快速擴大。此外，財政補貼金額難以隨產(chǎn)業(yè)發(fā)展及其成本降低而同步調(diào)整，不能靈活反應市場供求變化。因此，2017年我國啟動市場化的綠證交易，并規(guī)定發(fā)電企業(yè)出售綠證后不再享受國家財政補貼。2021年，國家發(fā)改委發(fā)布通知，未來新建綠電項目實行平價上網(wǎng)，隨后啟動綠電交易。這意味著此后綠電交易收入溢價將取代財政補貼，成為綠電行業(yè)新的激勵手段，這將顯著減輕財政壓力。同時，綠電交易收入更能準確反應市場供求情況，有利于及時調(diào)動企業(yè)發(fā)電積極性以及避免盲目投資、一哄而上。

《21世紀》：目前，我國綠色電力交易發(fā)展處于什么階段？面臨的主要問題是什么？

周景彤：2021年9月，我國啟動綠電交易試點，目前仍處于試點階段。根據(jù)國家發(fā)改委數(shù)據(jù)，2021年9月至2022年9月，綠電交易成交電量累計超200億千瓦時。而2022年1-9月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量38889.3億千瓦時?？梢娋G電交易量占比較小、總量相對有限，尚處于發(fā)展初期。

目前來看，綠電交易主要存在以下幾點問題。

第一，綠電供應量偏小。早期較多存量新能源發(fā)電項目仍可享受財政補貼，由于補貼金額較高且相對穩(wěn)定，因此企業(yè)參與綠電交易動力不足。目前參與綠電交易的多為2021年后無補貼項目，綠電的市場供應量還比較有限。

第二，跨省交易壁壘尚未完全打通?？缡〗灰撞蛔闶俏覈娏κ袌鲩L期存在的問題。2022年1-9月，全國各電力交易中心累計交易量38889.3億千瓦時，其中跨省交易量為7488.8億千瓦時，占比僅為19.3%。目前，尚無綠電跨省交易的公開數(shù)據(jù)，但有消息稱今年多地剛實現(xiàn)跨省綠電交易零的突破。

第三，與碳市場等其他減排機制的關(guān)系仍待理順。綠電市場與碳市場分別由不同的機構(gòu)管理，運行相對獨立，綠電交易企業(yè)雖然支付了環(huán)境溢價，但在碳市場中進行碳排放核算時，綠電仍被看作普通電力算入間接排放，削弱了綠電的環(huán)境價值。此外，綠證與超額消納量、CCER（國家核證自愿減碳量）之間的關(guān)系也有待進一步理順。

第四，綠電現(xiàn)貨交易尚未啟動。風電、光電等綠色電力具有波動性強、不確定性大等特點，發(fā)展現(xiàn)貨交易有助于促進綠電消納。而且風電、光電等邊際成本近零，參與現(xiàn)貨交易頗具價格優(yōu)勢。但目前綠電交易仍以中長期為主，現(xiàn)貨交易尚未發(fā)育成熟。

環(huán)境溢價應全社會合理分攤

《21世紀》：未來綠電電價會如何發(fā)展？統(tǒng)一的綠電交易大市場和交易機制何時形成？

周景彤：當前綠電市場化交易機制已初步建成，未來綠電電價走勢主要由市場供求決定。

一方面，綠電供給或還將大幅擴張。我國風電、光電技術(shù)日趨成熟，度電成本顯著降低，當前仍處于風電和光電的快速成長期。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2021年我國可再生能源新增裝機1.34億千瓦，占全國新增發(fā)電裝機的76.1%。未來新增項目無法再享受財政補貼，大部分新增綠電都將進入綠電市場，預計綠電供應偏低的局面將很快得到扭轉(zhuǎn)。

另一方面，綠電需求增長潛力巨大，但存在一定的不確定性。當前我國各界對綠電的需求，主要受以下幾方面因素影響。一是履行強制消納責任。2019年起，國家發(fā)改委、國家能源局建立可再生能源電力消納保障機制，要求各省售電企業(yè)、部分電力用戶強制完成一定消納任務。二是滿足可再生能源使用比例。2022年國家發(fā)改委等部門聯(lián)合印發(fā)《促進綠色消費實施方案》，要求各地可根據(jù)實際情況制定高耗能企業(yè)電力消費中綠色電力最低占比。此外，“東數(shù)西算”工程也對其八大樞紐、十大集群提出了可再生能源占比要求。三是助力滿足能耗約束指標。國家對高耗能企業(yè)能耗約束持續(xù)收緊，2022年國家出臺政策允許新增可再生能源不納入能耗總量控制，綠電或可成為高耗能企業(yè)擴大生產(chǎn)新的能源選擇。四是規(guī)避碳關(guān)稅。歐盟等制定了碳關(guān)稅，購買綠電或成為有關(guān)外貿(mào)企業(yè)爭取關(guān)稅豁免的可行途徑。五是提升企業(yè)綠色形象。一些知名跨國公司已做出碳中和承諾，并對其供應鏈企業(yè)和中國分公司提出減排要求，國內(nèi)一些企業(yè)也主動宣布低碳目標，未來消納政策執(zhí)行力度仍將顯著影響綠電需求總量。

因此，未來綠電供求格局和綠電價格仍存在一定不確定性。但可以肯定的是，有關(guān)部門將適時引導綠電價格變化，在為發(fā)電企業(yè)提供有效激勵和穩(wěn)定企業(yè)部門用電成本之間取得適當平衡，維護綠電市場有序發(fā)展。

《21世紀》：綠電市場化交易定價，主要由電能量價格和環(huán)境溢價兩部分組成。增加的這一部分成本往往由企業(yè)獨自承擔，綠電定價機制如何完善？

周景彤：使用綠電有助于改善自然環(huán)境，其正面效應（正外部性）被全社會分享，因此綠電的環(huán)境溢價應當在社會范圍得到合理分攤，而不應由相關(guān)企業(yè)獨自承擔。供需兩方面因素共同導致綠色溢價未能在企業(yè)和消費者間得到合理分攤。從需求端來看，主要是因為居民綠色消費意愿還不強；從供給端來看，由于政策規(guī)定和執(zhí)行存在區(qū)域差異，造成同一行業(yè)中不同企業(yè)承擔的綠色溢價有所差異，這使得承擔綠色溢價較多的企業(yè)不敢貿(mào)然提高產(chǎn)品售價，以免競爭對手乘機爭搶客戶。未來可從以下方面入手改善這一問題。

第一，通過建設(shè)碳普惠機制等大力倡導綠色消費。當前在廣東、上海、深圳等地，主要面向居民的碳普惠減排機制已逐漸鋪開，居民綠色消費行為可轉(zhuǎn)化為碳積分計入個人碳賬戶，居民憑碳積分可獲得獎勵。未來應在全國更大范圍開展碳普惠機制建設(shè)，激勵消費者更多選擇綠色消費，變“要我”為“我要”，自覺為綠色溢價買單。

第二，嚴格落實綠電消納政策，避免不同區(qū)域同業(yè)承擔綠色溢價時出現(xiàn)明顯差異。保持各地政策執(zhí)行力度基本相當，同行業(yè)企業(yè)可集體采取合理的價格調(diào)整，向下游適當轉(zhuǎn)移綠色溢價成本。

第三，避免企業(yè)重復支付綠色溢價，減輕企業(yè)負擔。例如，工商企業(yè)用電電價中包括0.019元/kwh的可再生能源電價附加，可理解為國家對高排放企業(yè)收費，再轉(zhuǎn)移給可再生能源發(fā)電企業(yè)。但如果企業(yè)已購置綠電，轉(zhuǎn)變?yōu)榈团欧派踔亮闩欧牌髽I(yè)，可再生能源電價附加是否應得到減免。又如，綠電購買企業(yè)在碳市場進行碳排放核算時，綠電仍被看作普通電力算入間接排放，這一問題也有待解決。

綠電、綠證兩種機制可互為補充

《21世紀》：我國現(xiàn)存在綠證交易、綠電交易兩種交易機制，“證電合一”和“證電分離”，哪種機制更優(yōu)？

周景彤：綠電交易與綠證交易各有特點，二者不能簡單以優(yōu)或劣來區(qū)分。綠電交易框架下已建成較為完善的市場化機制，便于實現(xiàn)中長期大量綠色電力的直接交易，這可幫助發(fā)電企業(yè)實現(xiàn)長周期資金穩(wěn)定回籠，并為用電企業(yè)鎖定未來用電成本。而綠證交易則更為靈活，可以隨時認購。兩種機制可以互為補充。例如，一家企業(yè)如果希望實現(xiàn)100%綠電運營，但未來用電量存在一定不確定性，該企業(yè)可以先通過綠電交易鎖定較為確定的中長期用電量，對于未來超預期的用電量，可隨時購入相應數(shù)量的綠證，合計實現(xiàn)100%綠電覆蓋。

《21世紀》：綠電、綠證未來將如何與碳市場銜接？如何推動電力市場與碳市場形成合力，實現(xiàn)1+1大于2的目標？

周景彤：為做好不同減排機制之間的銜接，綠電、綠證應盡快理清與碳市場以及核證減排量（CCER）之間的關(guān)系。一是要避免用電企業(yè)重復承擔環(huán)境溢價。對購買綠電的企業(yè)，在碳市場排放量核算中應將其綠色電力相關(guān)碳排放量予以扣減。二是要避免發(fā)電企業(yè)重復獲得環(huán)境補償?？稍偕茉窗l(fā)電項目既可申請進入綠電市場，也可申請獲得CCER，二者都具有鼓勵減排的效果。相關(guān)主管部門應加強對發(fā)電企業(yè)申請信息的共享，可再生能源發(fā)電項目不應既申請CCER又進入綠電市場。

隨著綠電市場與碳市場關(guān)系的逐漸理順，二者有望將互相促進、協(xié)同發(fā)展，創(chuàng)造1+1>2的良好效果。第一，綠電市場有助于激勵碳市場難以覆蓋的中小電企減排。企業(yè)參與碳市場的交易成本較高，包括前期的碳排放檢測基礎(chǔ)設(shè)施支出、中后期的MRV（測量、報告、核查）成本等。碳市場交易成本具有規(guī)模效應，根據(jù)對2006-2008年間歐盟ETS碳市場參與企業(yè)的調(diào)查，小企業(yè)單位碳排放的交易成本是大企業(yè)的33倍。這意味著為節(jié)約交易成本，碳市場一般只能覆蓋高排放企業(yè)，例如我國碳市場目前納入了2000多家高排放電企，只占全國發(fā)電企業(yè)總量的一小部分（全國僅水電企業(yè)就超過20000家）。其他未被納入碳市場的中小電企，就要通過開展綠電交易創(chuàng)造環(huán)境溢價，來激勵其主動向綠電轉(zhuǎn)型。第二，碳市場發(fā)展有利于為綠電市場擴展綠電需求。目前綠電市場需求偏弱，如果未來在碳市場排放量核算中能其綠色電力相關(guān)碳排放量予以扣減，將顯著調(diào)動控排企業(yè)購買綠電的積極性。

海上風電、分布式光伏發(fā)電、水電等有望納入

《21世紀》：現(xiàn)階段，國網(wǎng)和南網(wǎng)區(qū)域都將集中式風電、光伏電量認定為綠電，認定范圍未來會涵蓋水電等可再生能源項目嗎？

周景彤：將陸上風電和光伏發(fā)電歸類為綠電，是從2017年啟動綠證交易時便已開始，而成為綠電需以不再享受財政補貼為代價。當時陸上風電和光伏發(fā)電的發(fā)電量都已達到較大規(guī)模，再依靠補貼將給財政帶來沉重壓力。而且隨著兩類發(fā)電相關(guān)技術(shù)的成熟，發(fā)電成本也顯著降低，綠證價格雖然低于補貼價，但陸上風電和光伏發(fā)電也已基本能得到有效激勵。海上風電、光熱發(fā)電、分布式光伏發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等在技術(shù)和監(jiān)管等方面仍面臨較多挑戰(zhàn)，如果倉促脫離補貼納入綠電交易，可能使得相關(guān)綠電或綠證價格過高而無人問津，反而不利于其長遠發(fā)展，因此這些發(fā)電項目暫未能成為綠電。未來隨著相關(guān)技術(shù)不斷成熟、發(fā)電成本逐漸下降，在條件成熟時這幾類發(fā)電項目也完全有可能納入綠電交易。

水電情況則有不同。我國水電發(fā)展起步早、規(guī)模大。在2017年啟動綠證交易時，全國風電和太陽能發(fā)電裝機分別約為1.6億和1.3億千瓦，而水電裝機則達到3.4億千瓦。如果水電也成為綠電，市場能否消納如此大規(guī)模綠電尚存在疑問。未來隨著綠電需求量不斷擴充，當市場具備足夠消納能力時，水電也完全可能納入綠電市場。

《21世紀》：綠電交易呈現(xiàn)省內(nèi)活躍、省間冷清現(xiàn)象，目前省內(nèi)與省間綠電交易的比例約為3∶1。為何跨省綠電交易會出現(xiàn)這一現(xiàn)象？跨省跨區(qū)交易需求該如何滿足？

周景彤：跨省交易存在壁壘、交易量偏低，不僅是綠電，而且也是整個電力市場存在的普遍現(xiàn)象。主要原因一是跨省電力市場交易機制有待完善。目前，跨省區(qū)電力市場交易的實踐中，售電公司和電力用戶參與的情況比較少見?？缡^(qū)電力市場大部分采取“網(wǎng)對網(wǎng)”的掛牌交易方式，交易電量、電價均提前確定，作為市場主體的發(fā)用兩側(cè)無法直接參與。二是部分地方仍存在對跨省電力輸出的過度干預。各?。▍^(qū)、市）是落實電力供應安全的責任主體，由于近年來出現(xiàn)一些電力緊張現(xiàn)象，部分省份對電力跨省輸出態(tài)度較為保守。三是跨省電力市場統(tǒng)一市場體系建設(shè)有待完善。目前，我國已經(jīng)建成北京、廣州兩家跨省電力交易平臺和31家省級電力交易平臺，省間、省內(nèi)中長期交易機制基本建立。但各省級市場模式和規(guī)則差異較大，跨省區(qū)和省內(nèi)兩級交易平臺的耦合銜接、協(xié)同運作有待加強。

2022年1月，國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，提出到2025年全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成。2022年4月,《中共中央國務院關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一大市場的意見》發(fā)布，提出“健全多層次統(tǒng)一電力市場體系，研究推動適時組建全國電力交易中心”。這都為綠電交易大市場的形成奠定了政策基礎(chǔ)。

實現(xiàn)綠電跨省交易具有很強的現(xiàn)實必要性。我國風電、光電多分布在三北地區(qū)，水電主要分布在西南地區(qū)，而用電則集中在東部沿海地區(qū)。電力供需在地理分布的錯位要求綠電能夠?qū)崿F(xiàn)跨區(qū)域轉(zhuǎn)移，否則發(fā)展綠電的價值將大打折扣。另外，風電、光電等具有很強的間歇性，對電網(wǎng)沖擊較大，為此應在更大區(qū)域內(nèi)實現(xiàn)不同地區(qū)可再生電力之間的削峰填谷，進一步提升電網(wǎng)的穩(wěn)定性。

為促進綠電跨省交易，未來可從以下方面采取措施。第一，強化頂層設(shè)計，建立完善包含跨省區(qū)電力市場在內(nèi)的統(tǒng)一市場體系。研究完善跨省區(qū)電力交易平臺和省級交易平臺之間的協(xié)調(diào)機制，保障跨省區(qū)電力市場交易與省內(nèi)市場交易的合理銜接。研究完善跨省區(qū)電力市場中長期交易與現(xiàn)貨交易協(xié)調(diào)機制、跨省區(qū)電力市場交易與電網(wǎng)運營的協(xié)調(diào)機制。第二，堅持市場在資源配置中起決定性作用，更好發(fā)揮政府作用，避免政府過多干預電力市場運行。著力構(gòu)建科學合理的市場交易和電價形成機制，確?？缡^(qū)電力交易按照市場規(guī)則有序開展。進一步放開電力用戶、售電公司等市場主體參與跨省區(qū)電力市場交易限制，消除省域間的市場壁壘。

注：轉(zhuǎn)自21世紀經(jīng)濟報，有改動。