本报记者 张英英 吴可仲 北京报道
“在冀北电力交易平台上参与绿电交易，经与多个供电企业洽谈，选择最低价成交，一年为公司节省了约50万元电费成本。”作为秦港股份的技术设备部部长，田新华于2022年4月组织人员为公司采购了首笔绿电，共计2300万度。6月下旬，田新华告诉《中国经营报》记者，购买、使用绿电是公司响应“双碳”号召，建设“绿色港口”的重要举措。
所谓“绿电交易”，是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，并为电力用户提供相应的绿色电力证书。在“双碳”目标愿景下，绿色低碳理念正逐渐向企业和个人的生产生活渗透，绿电交易也将作为一种市场机制影响着企业的发展。
2021年9月，我国绿电交易试点正式启动。随后，2022年2月和5月，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》和《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》（简称“《交易细则》”）相继发布，国家电网和南方电网所在区域均有了绿电交易的实施细则。这也意味着，绿电交易开始逐渐由试点向常规化方向迈进。
业内人士认为，由于绿电交易市场运行时间短，参与项目少，绿电交易未与可再生能源消纳责任权重挂钩、省间交易壁垒未打通等原因，因此目前绿电交易量未实现较大规模的释放。同时，开展绿电交易还有待与绿证交易、碳排放权交易市场机制衔接，协同助力“双碳”目标实现。
绿电交易加速推进
“双碳”目标下，以新能源为主体的新型电力系统加速构建，绿电将逐步成为电力供应的主要来源。绿电交易将反映绿电环境价值，促进新能源成为未来装机和电量主体。
国网研究院新能源与统计研究所所长李琼慧发文称：“2021年开始进入后补贴时代，新能源实现了平价上网。但由于其发电出力具有随机性、波动性，在电力市场与常规电源相比并不具备竞争优势，因此通过绿电交易产生的绿电附加收益被寄希望成为平价时代加快绿色能源发展的重要的市场化激励机制。”
2021年6月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确2021年新建项目实行平价上网，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，并鼓励自愿参与市场化交易形成上网电价，以更好地体现光伏发电、风电的绿电价值。
紧接着，2021年9月，我国绿色电力交易试点正式开启。来自17个省份的259家市场主体完成了79.35亿千瓦时绿电交易，成交均价较中长期协议溢价3～5分/千瓦时。燃煤电价上涨后，绿电价格平均较原基准价上涨明显。
进入2022年，我国继续推动绿电交易发展，包括上述绿电交易规则在内的政策频繁出台。2022年1月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，要求新能源2030年全面参与市场交易。
与此同时，国家发改委等部门发布《促进绿色消费实施方案》，提出进一步激发全社会绿电消费潜力。统筹推动绿色电力交易、绿证交易。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿电，发挥示范带动作用，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿电消费比例。
记者采访了解到，目前部分跨国企业、数据中心和国资企业等电力用户对于绿电具有刚性需求。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎解释，像不少全球五百强企业，本身总部已经宣布了减排目标，因此在中国会同步实践减排任务；另外，一些数据中心为控制能耗指标也增加了绿电需求，因为在“十四五”时期新增可再生能源电力消费量是不计入能耗指标的；再者，在部分区域企业购买绿电比火电价格更便宜，因此有很强的意愿购买。
“现在一些企业为了彰显社会责任，有采用绿电作为生产动力的刚性需求。同时，由于绿电体现环保价值，比常规火电电价高一点，对用电企业来说也是可以接受的。绿电有一定的环境溢价，有需求的电力用户额外买单，这个逻辑是成立的。”九州能源董事长张传名告诉记者。
大规模绿电交易可期
北京电力交易中心的一组数据显示，截至2022年4月1日，北京电力交易中心在国家电网公司经营范围内累计组织开展绿电交易94.83亿千瓦时，其中首次试点交易68.98亿千瓦时，后续新增交易25.85亿千瓦时。
对比市场交易总电量，不难看出绿电交易的规模仍较小。
彭澎告诉记者，2021年的数笔绿电交易主要属于试点性质，并未实现常规化的交易。目前，绿电交易规则才发布不久，预计绿电交易在2022年下半年会逐渐进入常态，此后交易量才会上来。
“试点工作开展以来，并不是所有新能源项目都有入市资格，由于目前参与绿电交易的项目主要来自2021年后无补贴项目，因此原本绿电交易的规模有限。而早期的存量新能源项目有补贴，电价高且相对稳定，入市意愿并不太高。”张传名向记者表示。
不过，张传名并不担心当前绿电交易的需求和规模。在他看来，在“双碳”目标之下，构建以新能源为主体的新型电力系统已经成为方向，若干年后，现在的存量电站比例将越来越小，只是整个新能源电力规模的“小零头儿”，未来将有更大规模的新能源项目进入绿电市场。另外，如果政策强制用电企业进行绿电消费，绿电需求很快会增长起来。
中国碳中和50人论坛特邀研究员王康认为，目前我国的绿电交易仍以自愿交易为主，绿电交易与可再生能源消纳责任权重的挂钩机制并未建立。虽然要求企业购买绿电来完成消纳责任权重，但是该项政策尚未进入实质性执行阶段。
2019年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（以下简称“《通知》”），按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重。消纳责任主体包括售电企业、电网企业和电力用户。
按照《通知》要求，各市场主体通过实际消纳可再生能源电量、购买超额消纳量、认购绿证等三种方式完成消纳责任。但是，由于初期各省消纳责任权重指标比较宽松，除个别省份外基本能够完成，大部分省份未将消纳责任权重分解落实和考核到市场主体，因此并未对绿证、绿电需求形成有效的推动作用。
同时，打破跨区跨省交易壁垒也将进一步促进绿电交易发展。
王康还认为，前期省间交易壁垒未打通影响了绿电交易规模。“中东部地区绿电供给有限，而西部有平价绿电富余的省份由于省间交易壁垒尚未打通，同时当地为优先完成消纳责任权重考虑，向中东部省份出售绿电意愿较低，造成不同地区绿电供不应求和供过于求的现象同时存在。”
记者注意到，《交易细则》已明确，跨区跨省绿电交易的实施交易方式。初期由电网企业汇总省内需求，跨区跨省购买绿电产品，结合电力市场建设进展和发用电计划放开程度，未来逐步放开发电企业与售电公司、用户参与跨区交易。
市场机制有待优化
在专家看来，开展绿电交易还需要处理好与绿证交易、碳交易机制的衔接问题，这三者均是我国低碳绿色转型的市场机制，在减排目标上具有一致性。
绿证是绿色电力证书的简称，即可再生能源电力证书，是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。发电企业作为绿证供应方在认购平台上挂牌出售绿证，认购参与方按照规定在平台上进行交易。
2017年7月，绿证交易政策为弥补可再生能源补贴缺口而诞生，通过建立绿证交易机制，新能源发电企业可以通过销售绿证对冲补贴拖欠的风险，也有助于减轻国家补贴压力。目前，绿证主要为市场主体履行可再生能源消纳责任权重提供方式。
不同于绿证交易“证电分离”的模式，国内绿电交易实行“证电统一”的模式，即绿电交易实现了绿证与绿色电量捆绑销售，绿色环境权益随绿电交易由发电企业转至电力用户。
李琼慧发文指出，目前，我国绿电交易与绿证交易并存，绿电市场“证电合一”和自愿绿证市场的“证电分离”造成双市场机制下的证电关系混乱。建议尽快厘清强制绿证与自愿绿证的关系。
碳市场是利用市场机制控制和减少碳排放的另一项重大制度创新，是实现“双碳”目标的重要政策工具。
2021年7月，全国碳排放权交易正式启动。前期，发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，预计“十四五”期间碳市场有望增加石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等高排放行业。
在业内人士看来，绿电交易市场与碳排放权交易市场可能存在重复支付环境费用的问题。
彭澎表示，如果电力用户使用了绿电，那么在核算碳排放时相关绿电部分就应该不计入，这样对于使用绿电的用户也更加公平。“因为我们追求减排，而不是硬性降低能源消费，如果未来全社会的用能都来自绿电，那么其实用的越多越好。”
彭澎认为，“绿电市场与碳市场进一步衔接，需要相关主管部门之间的通力合作，尽快发挥两个市场的联动作用。”
记者也注意到，《促进绿色消费实施方案》指出，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。
张传名向记者表示，虽然绿电交易、绿证交易、碳排放权交易三个市场仍处于发展初期，机制有待进一步完善，但是未来一定是三者协同发展，应研究制定并轨机制，共同促进“双碳”目标实现。
