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    我國綠電交易相關政策及熱點問題研究

    來源:新浪財經 作者: 更新時間:2022/5/24 21:25:48

    摘要:至2030 年,我國風電和太陽能發電裝機容量預計將達到12 億千瓦以上,并保持快速發展的勢頭,逐步成為我國電力系統的主力電源。因此,我國電力市場規則設計也需向促進新能源消納的方向轉型優化。

      在"雙碳"目標指引下,我國已明確將要構建清潔低碳安全高效的能源體系,深化電力體制改革,構建以新能源為主體的新型電力系統。至2030 年,我國風電和太陽能發電裝機容量預計將達到12 億千瓦以上,并保持快速發展的勢頭,逐步成為我國電力系統的主力電源。因此,我國電力市場規則設計也需向促進新能源消納的方向轉型優化。

    2022年1月發布的《國家發展改革委、國家能源局關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》將進一步快速推進我國統一電力市場體系的建立,綠電交易市場將是統一電力市場的重要部分。根據黨中央、國務院加快建立健全綠色低碳循環發展經濟體系的決策部署,按照國家發改委試點開展綠電交易的有關指導意見,國家電網公司、南方電網公司已組織建立綠電交易市場機制,既豐富了電力市場交易品種,又向社會傳遞出新能源發電綠色環境的價值信號,極大提升了能源企業與社會資本持續投資新能源產業的信心,有助于我國新能源科學發展。

      面對日新月異的能源市場和逐漸凸顯的能源消納問題,對于各能源企業而言,了解綠電交易、知悉綠電交易市場中的政策規定及交易規則、關注綠電交易市場熱點問題,是在能源結構轉型浪潮中穩健發展的關鍵一步。

      一 綠電交易的概念

      綠電交易特指以綠色電力產品為標的物的電力中長期交易,用以滿足電力用戶購買、消費綠色電力需求,并提供相應的綠色電力消費認證。它是在電力中長期市場體系框架內設立的一個全新交易品種。[1] 簡單來說,就是用戶可以通過電力交易的方式購買風電、光伏發電,條件成熟時,可逐步擴大至符合條件的水電等可再生能源電量,消費綠色電力,并獲得相應的綠色認證。[2]

      二 我國綠電交易發展現狀及意義

      我國傳統電力市場中大部分由火電等常規能源參與,新能源發電主要由電網企業保障性收購。隨著我國新能源的迅速發展及“碳達峰”、“碳中和”目標的提出,一方面,大規模、高比例的新能源電接入電網,對我國電力系統安全穩定運行帶來巨大挑戰,已有多地陸續出臺相關政策,要求新能源項目配套建設或購買儲能、抽水蓄能等,以提高調峰能力;另一方面,新能源平價時代的到來使得新能源項目收益受到影響,新能源環保屬性的變現成為了各發電企業亟待解決的問題。

      (一)我國綠電交易市場現狀

      在巨大的市場需求下,綠電交易應運而生。2021年8月28日,國家發展改革委、國家能源局正式函復《綠色電力交易試點工作方案》(以下簡稱“《方案》”),同意國家電網公司、南方電網公司開展綠色電力交易試點。

      《方案》規定,目前參與綠電交易的市場主體需經地方政府主管部門準入,主要包括電網企業、風電和光伏發電企業、電力用戶和售電公司。初期,售電方優先組織平價風電和光伏發電企業,平價新能源裝機規模有限的省份可由本省電網企業通過代理的方式跨區跨省購買符合條件的綠電,或由部分帶補貼的新能源項目參與綠電交易,交易電量不再領取補貼。

      此外,《方案》還著眼于鼓勵用戶側綠色電力消費,在試點階段選取綠色電力消費意愿強、用電增長快的用電主體參與市場,支持售電公司推出綠色電力套餐,優化綠電產品設計,滿足用戶差異化的綠色電力消費需求。同時,綠電服務將進一步完善,依托電力市場統一服務平臺,開設綠色電力交易專區,根據需要免除綠電交易服務費或優惠折扣,提供APP多渠道服務等綠色電力服務。

      2021年9月7日,全國綠色電力交易試點正式啟動,來自17個省份的259家市場主體,以線上線下方式完成了79.35億千瓦時綠色電力交易。在首次綠電交易中,有68.98億千瓦時在北京電力交易中心完成,剩余10.37億千瓦時交易量在廣州電力交易中心完成。初步核算,此次交易可減少標煤燃燒243.6萬噸,減排二氧化碳607.18萬噸。[3]

      綠電交易市場的建立推動了我國電力交易的重大市場機制創新,此次全國綠電交易試點的啟動,標志著我國綠電消費模式發展進入了新的階段。

      (二)我國發展綠電交易的意義

      北京電力交易中心總經理史連軍曾在采訪中指出:“綠電交易不僅僅是原有中長期電力交易的擴展,更是我國電力市場一項重大的機制創新,核心就在于充分發揮市場作用,在交易價格上全面反映綠色電力的電能價值和環境價值,促進全社會形成主動消費綠色電力、充分反映環境價值、促進新能源發展的良性循環,實現發用兩側共贏的目標。這是一個全新的起點,將開啟我國綠電消費的全新模式。” [4]

      1. 支撐新型電力市場發展

      當前電力中長期交易機制主要面向火電設計,新型電力市場的建設迫切需要機制層面上的創新,開展綠電交易既豐富了市場交易品種,又拓寬了交易渠道,為新能源發電企業和終端用戶直接交易搭建起橋梁,極大推動了電力市場化發展。

      2. 促進新能源電力的消納

      盡管近年來風光利用率大幅提升,但當前棄風、棄光現象仍屢見不鮮。截至2021年1月至6月期間,全國棄風電量約126.4億千瓦時,平均利用率96.4%,較上年同期提高0.3個百分點;全國棄光電量33.2億千瓦時,平均利用率97.9%,較上年同期提高0.07個百分點。[5] 全國綠電交易市場的建立為新能源電力消納提供了更便捷的渠道,釋放了新能源發展潛力,贏得更大范圍的消納市場,同時緩解了綠電供大于求的市場局面,通過穩定的價格交易機制引導新能源項目的投資,激勵新能源企業發展,有效促進新能源消納。[6]

      3. 推動電力消費結構優化

      當前,我國電力消費結構低碳化轉型進程緩慢,而綠電交易市場的發展一定程度上刺激了用戶側綠色電力消費,為新能源發展營造了良好的市場氛圍,“十四五”期間,綠電交易將拉動新能源消費增長。

      4. 緩解傳統高耗能產業發展壓力

      “雙碳”目標對產業結構低碳化發展提出了更高要求,鋼鐵、石化、建材等傳統產業具有高耗能、高排放的“雙高”屬性,在環保至上的政策環境下限制了大量優質項目建設。綠電交易則通過以清潔能源替代傳統能源的方式,從源頭減少了碳排放,緩解了企業低碳轉型壓力,且具有綠電賦能的產品在國際市場中將具備更大的競爭力。

    三 我國綠電交易市場重要政策及交易規則解析

      (一)重要政策規定

      2022年1月18日,為全面促進消費綠色低碳轉型升級,國家發展改革委等部門發布《促進綠色消費實施方案》,方案指出,要引導用戶簽訂綠色電力交易合同,并在中長期交易合同中單列,加強高耗能企業使用綠色電力的剛性約束,且明確提出了建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權重掛鉤機制。這一方案的公布給予了綠電交易市場新的活力,即綠電中長期交易合同與對高耗能企業使用綠電的剛性約束將一定程度地保證我國綠電交易市場規模;而一旦允許用戶通過購買綠電完成可再生能源消納權重,將進一步有效刺激用戶參與綠電交易市場的積極性。

      同日,國家發展改革委、國家能源局發布了《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(發改體改〔2022〕118號),該意見將“探索開展綠色電力交易”單列于“構建適應新型電力系統的市場機制”項下,指出應引導有需求的用戶直接購買綠色電力,做好綠色電力交易與綠證交易、碳排放權交易的有效銜接。該意見強調了綠電交易在新型電力系統的重要地位以及綠色電力的環境價值、市場價值,也為綠電交易市場賦予了“碳中和”時代的特殊意義,為綠電交易市場提供了新的發展路徑。

      2022年1月30日,國家發展改革委、國家能源局出臺《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》,該意見提出開展綠色電力交易試點,鼓勵發電側與用戶側或售電公司等簽訂長期購售電協議,并支持微電網、分布式電源、儲能和負荷聚合商等新興市場主體獨立參與電力交易。這一文件除了鼓勵簽訂長期購售電協議以保證交易穩定性及交易規模外,還創新地提出了將更多的新型電力市場主體納入到市場中,進一步以市場化方式引導消費綠色低碳轉型。

      以上三份政策文件的相繼出臺,體現了我國對綠電交易市場的大力支持與探索,但由于市場仍不成熟,僅僅依靠政策中的原則性規定無法支持具體交易的開展,更為細致、可操作的電力市場交易規則對綠電交易市場的運行至關重要。

      (二)重要交易規則

      2020年6月10日,國家發展改革委、國家能源局聯合修訂印發《電力中長期交易基本規則》(發改能源規〔2020〕889號),明確電力市場成員包括各類發電企業、電網企業、配售電企業、電力交易機構、電力調度機構、電力用戶、儲能企業等。該規則一定程度細化了電量交易品種、更新了交易方式、放開了電量申報限制,并在電價構成中增加輔助服務費用,對于交易工作時限及偏差電量處理機制進行了調整,進一步推廣了購售電協議模式,對于風電、光伏發電電費結算也作出了說明,即保障收購年利用小時數內的電量按照批復電價結算,超出部分通過市場交易方式結算。

      在上述基本規則的基礎上,北京電力交易中心于2021年9月發布《北京電力交易中心跨區跨省電力中長期交易實施細則(審定稿)》,國家能源局表示,該細則“全面總結了近3年來跨區跨省中長期市場運營的經驗和問題,進一步健全市場機制、規范交易組織,促進市場有序運營”。就細則具體內容而言,其明確了可再生能源交易在執行中的優先地位,完善了具體交易流程,市場主體逐漸多元,并通過允許合同轉讓、回購、置換等建立健全合同交易機制,增強市場靈活性。同時,該細則通過跨區跨省優先發電合同納入中長期合同管理范疇、新增月內交易由按需開市向定期開市、滾動開市過渡、增加滾動撮合的交易方式等進一步優化交易組織,且進一步強化了電力交易中心的市場信息披露責任,加強市場監控和風險防控 [7] 。

      2022年1月10日,廣州電力交易中心發布《南方區域跨區跨省電力中長期交易規則》,其中部分具體規則與《北京電力交易中心跨區跨省電力中長期交易實施細則(審定稿)》基本保持一致。該文件明確,南方區域跨區跨省電力交易應首先通過市場交易落實跨區跨省協議,形成交易計劃??鐓^跨省協議計劃確定后,再行按次序實現跨區跨省中長期交易連續開市,逐步實現省間市場交易與送(受)端省份中長期交易協同開展。在明確跨區跨省市場化交易規模并預留輸電能力的前提下,也可以由相關交易機構分別組織送端、受端省內市場化交易和跨區跨省市場化交易,不區分先后次序 [8] 。

      2022年1月25日,南方區域各電力交易中心聯合發布《南方區域綠色電力交易規則(試行)》,規定南方區域綠色電力交易的市場成員按照市場角色分為售電主體、購電主體、輸電主體和市場運營機構,綠電交易包括直接交易和認購交易兩種形式。綠電交易價格由電能量價格和環境溢價組成,具體根據市場主體申報情況通過市場化方式形成。綠色電力的環境溢價可以作為綠證認購交易的價格信號,形成的收益同步傳至發電企業,不參與輸配電損耗計算、不執行峰谷電價政策。綠色電力交易按照“年度(含多月)交易為主、月度交易為補充”的原則開展交易,鼓勵年度以上多年交易 [9] 。

      四 我國綠電交易市場熱點問題解析

      (一)目前我國綠電市場適用的交易規則及形式

      由于我國尚無統一的綠電交易全國市場,也沒有國家層面的綠電交易規則。目前全國范圍內主要適用的仍是《電力中長期交易基本規則》(發改能源規〔2020〕889號),但部分區域電網已制定了相關細則,如《北京電力交易中心跨區跨省電力中長期交易實施細則》,以及南方區域電力交易市場探索的《南方區域跨區跨省電力中長期交易規則》及《南方區域綠色電力交易規則(試行)》。

      目前可以開展綠電交易的平臺是由國家電網公司開發的“e-交易”電力市場統一服務平臺,該平臺設有綠色電力交易專區,理論上有權參與電力市場交易的電力用戶可以通過掛牌、集中競價、雙邊協商等方式完成綠電交易。但是實踐中,由于電源稀缺、交易手續繁雜等因素導致采購到綠電并走完“e-交易”電力市場統一服務平臺上全部程序并非易事。因此,建議有綠電需求的電力用戶自行聯系新能源發電企業以確保有可以交易的電源,然后找專業的售電企業采購綠電;當然也可以直接聯系售電公司,由售電企業協助找到綠電電源,并完成后續交易流程。至于綠電交易協議,我國在國家層面沒有統一的綠電交易格式文本,但有部分省份電網公司自行編制的范本,比如浙江省于2022年1月發布的綠電交易合同示范文本及各類參與交易主體的承諾書范本,可供參考和學習。

      我國綠電交易市場只有中長期交易,現貨交易尚未開啟。但國調中心、北京電力交易中心已在嘗試開展省間電力現貨交易,北京電力交易中心已在2021年11月24日發布《省間電力現貨交易規則(試行)》。目前已經開展綠電交易的省份包括北京、上海、浙江、江蘇、廣東、甘肅、廣西、云南、貴州、四川、青海、海南等,部分省份尚未開放綠電交易市場。理論上來說,綠電交易可以跨省開展,但是由于平價新能源電源的稀缺、高價、本省保供等多重因素導致部分省份不愿意開展綠電跨省交易,有部分省份開展跨省交易也僅僅是試點交易,且交易規模有限。

      (二)目前我國的綠電供需關系及成因

      2022年3月15日晚間,歐盟碳關稅(碳邊境調節機制,CBAM)在歐盟理事會獲得通過,因此雖然綠電購買成本增加,但某些出口型企業為滿足歐洲碳稅,碳足跡等要求,綠電購買需求仍在不斷攀升,且出現了綠電供不應求的局面。

      對于上述現象,筆者分析原因如下:

      (1)享受補貼的存量光伏、風電項目需要放棄補貼才能參與綠電交易,因此,目前市場上綠電交易的主要來源是平價光伏、風電等新能源項目。自《國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于公布2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目的通知》(發改辦能源〔2019〕594號)發布以來,新建光伏及陸上風電項目陸續進入“平價時代”;根據國家財政部、發改委、能源局于2020年發布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》,2022年起,尚未建成并網的存量海上風電項目、新建海上風電項目也將全面取消國家財政補貼。目前,平價新能源項目數量仍然有限導致電源不足,部分新能源發電企業看漲綠電價格,因此也出現惜售的心態。

      (2)新能源項目大部分建設在西北地區,綠電用戶在東南部地區,綠電交易需要跨省進行。根據《電力中長期交易基本規則》(發改能源規〔2020〕889號)的規定,跨區跨省交易受電地區落地價格由電能量交易價格(送電側)、輸電價格、輔助服務費用、輸電損耗構成。輸電損耗在輸電價格中已明確包含的,不再單獨收取;未明確的,暫按該輸電通道前三年輸電損耗的平均值計算,報國家能源局備案后執行。輸電損耗原則上由買方承擔,也可由市場主體協商確定承擔方式。

      因此,跨省綠電交易的電網通道費即“過路費”導致交易成本的大幅增加,這使得綠電交易價格高出傳統煤電價格2-5分,也讓部分高耗電力用戶望而卻步。

      (三)綠電與綠證

      綠證是可再生能源電力環境價值的證明,主要作用于發電側。但采取自愿交易模式的綠證交易目前市場規模十分有限,且企業購買綠證并不能證明真正使用了物理屬性的綠色電力,因此無法滿足出口型企業免除碳關稅等需求,也導致我國綠證交易市場依然慘淡。

      我國電力交易市場曾長期處于“電證分離”的狀態,但隨著2021年9月7日全國綠色電力交易試點正式啟動,我國對綠電交易與綠證制度的銜接又有了新的探索。

      在首次綠電交易中,所有參與交易的市場主體都會收到一份綠色電力消費證明,該份證明利用區塊鏈公開透明、多方共識、防篡改等技術特點,記錄了綠電生產、傳輸、交易全流程信息,且具備全國唯一性和權威性。未來,這份由北京電力交易中心和國網區塊鏈司法鑒定中心出具的綠色證明,將成為所有參與綠電交易市場主體的“標配”,以充分激活市場在資源優化配置中的決定性作用,促進綠色電力消納,進而面向國際社會提供可視化的綠電消費證明,提升我國綠色品牌的國際認可度,促進我國綠色能源產品出口 [10] ??梢云诖?,未來綠證的激勵作用在一定程度上也能鼓勵用能企業購買綠電,綠證交易與綠電交易將擁有更為成熟的銜接制度,相互促進,共同發展。

      (四)綠電交易市場發展遠景

      據報道,2022年3月,國電投廣東電力已與巴斯夫簽署國內首個25年期綠電PPA協議 [11] 。不少專家認為25年期的PPA是比較大膽的嘗試,但長期合同彈性不足,需要著重考慮電量需求、價格浮動的問題,由于綠電交易發展尚不成熟,實際操作中仍然存在障礙,目前無法推斷25年長協是否會成為我國綠電交易的主流模式,但確實存在一定的發展空間。值得注意的是,即使雙方簽署了25年期的PPA協議,在電力交易機構進行備案和登記的合同仍需要簽署每年一次的PPA協議,即電力交易機構不支持超過一年期的綠電PPA協議。

      對賣方而言,市場利潤及市場規模有限。對買方而言,目前綠電交易與綠證制度、碳市場尚未良好銜接,電源稀缺、綠電價格偏高。但湖北已經開始探索綠電交易與碳市場掛鉤,且國家發展改革委等部門關于印發《促進綠色消費實施方案》的通知(發改就業〔2022〕107號)也提出了建立綠電交易與可再生能源消納權重掛鉤機制,此類市場間的協調發展將進一步推動綠電交易市場的健康發展。

    五 我國綠電交易市場完善建議

      基于目前我國綠電市場的相關政策與交易實踐,為加快推進綠電市場走向成熟,仍需從以下方面對市場交易機制、發展模式等進行完善:

      第一,從政策層面加強綠電價值挖掘和綠電市場主體培育。從生態文明建設要求出發,全面評估并不斷提升綠電價值,不斷強化綠電的發展導向。參考國際的做法和經驗,立健全綠電產品的環境認證機制和消納認證機制,探索綠電消費與綠色金融貸、企業能耗評價、綠色工廠評定、零碳園區建設、用能權等掛鉤的運營機制,進一步彰顯綠電的環境效益 [12] 。在2022年1月已發布的《促進綠色消費實施方案》的基礎上加強綠色低碳理念宣傳力度,引導全社會樹立清潔消費的低碳理念,培育綠電消費需求,不斷凝聚綠電消費的共識。

      第二,逐步完善綠電市場運營機制??梢越Y合交易實踐情況開發更為多樣化的市場模式,拓展綠電交易渠道,簡化綠電市場交易環節和流程,適時建立配額制的強制綠電交易市場,激發購售電雙方的交易積極性。綠電交易市場發展到后期,可以考慮建立全國統一的綠電交易機制、編制全國性的綠電交易規則,構建統一市場體系下的碳減排核算標準,形成合理綠電交易價格機制,完善綠電追蹤配套機制,進一步發展省間現貨交易。注重綠電輸送環節的激勵性機制設計,針對我國綠電生產和消費的區域特征,不斷擴大并優化綠電傳輸渠道,科學核定綠電輸送成本空間,充分調動綠電輸送的積極性。

      第三,注重綠電市場與綠證市場、碳市場的銜接。目前雖然已有交易試點探索各市場的銜接模式,但仍然缺少成熟的政策規定,市場實踐仍然不足。未來,應注重政策對綠電、綠證與碳交易市場逐步銜接的引導作用,積極探索模式創新,制定多市場協同發展的實施方案。與此同時,配套的價格組成、計算標準等也應在交易規則中進行更新,避免用電企業重復支付環境費用,鼓勵用電企業參與綠電交易,以實現多元市場協同發展的最終目標。

      第四,進一步發揮國際合作在綠電交易市場發展中的作用。在市場相對穩定時鼓勵外資融入我國清潔低碳能源產業創新體系,同時嚴格知識產權保護。加強綠色電力認證國際合作,建立國際綠色電力證書體系,積極引導和參與綠色電力證書核發、計量、交易等國際標準研究制定。推動建立中歐能源技術創新合作平臺等清潔低碳能源技術創新國際合作平臺,支持跨國企業在華設立清潔低碳能源技術聯合研發中心等 [13]。

      結 語

      當前,我國綠電交易尚處于試點、摸索階段,參與市場的主體有限,涵蓋的能源類型仍不全面,政策規定多變且以宏觀把控為主,市場中的各類風險也尚未凸顯。雖然隨著綠電市場的進一步完善,將會頒布更加符合市場需求的交易細則,但對于各電力市場主體而言,追隨現有政策導向,關注電力市場最新交易規則及交易動態,與市場共同發展,方為實現“雙碳”路徑的最佳選擇。

      筆者團隊長期服務于大型新能源發電企業,專注于研究新能源項目融資并購、電力市場、碳金融等領域理論與實踐,有任何問題歡迎聯系我們。

      綠電交易的順利開展離不開國家及地方政策的支持和規制,為了更好地了解綠電交易在我國的發展方向,便于后續對綠電交易法律風險的分析,筆者總結、梳理了綠電交易相關的部分政策,并制表如下,供讀者參考:

    來源:大成上海辦公室 作者:司軍艷 顧丹妮
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      責任編輯:張華

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