湛江電力有限公司 李彩芹

1 現(xiàn)貨環(huán)境下的綠電交易機(jī)制

1.1 新能源綠電電量交易

在綠電交易采用單電量交易方式下，假設(shè)用戶側(cè)綠電合同電量q、實(shí)際用電量為Q、綠電合同電價(jià)pg、常規(guī)中長期合同電價(jià)（或超用電價(jià)）pc，在不考慮輸配電價(jià)和政府性基金的情況下，當(dāng)Q≥q時(shí)用戶側(cè)的購電費(fèi)用F=q×Pg+(Q-q)×Pc。消費(fèi)者購買綠色電力時(shí)需考量的是實(shí)際的綠色電力需求。假定綠色電力采購的電價(jià)高于傳統(tǒng)的中長期電力合約，消費(fèi)者購買綠色電力所需電力附加費(fèi)用為Fg=q×(Pg-pc)。

1.2 綠電電量合同曲線分解機(jī)制

綠電交易是一項(xiàng)中長期交易，與綠電消費(fèi)憑證掛鉤，具有證電合一的特征，因此綠電交易的電力交易須以物理方式消納。目前我國的現(xiàn)貨試點(diǎn)建設(shè)多采取集中式現(xiàn)貨市場+中長期金融合同為主，現(xiàn)貨環(huán)境下的中長期合約主要以金融結(jié)算方式進(jìn)行。綠電交易的物理、優(yōu)先執(zhí)行與電力現(xiàn)貨交易中的合同融資結(jié)算存在不協(xié)調(diào)之處。

按照《綠電交易試點(diǎn)工作方案》的規(guī)定，對現(xiàn)行中長期電力交易實(shí)行時(shí)段劃分、曲線形成等，實(shí)行優(yōu)先實(shí)施、結(jié)算，經(jīng)濟(jì)損失由市場主體自己承擔(dān)。在廣東、浙江等地，由于新能源尚未介入傳統(tǒng)的中長期交易和現(xiàn)貨市場可采用過渡性方式，即發(fā)電端仍按單個(gè)電量合同進(jìn)行交易，而客戶方的綠色電力合同則會對其它交易產(chǎn)生一定影響，需將電力合同分成不同時(shí)段，以綠色電力合約的價(jià)格在現(xiàn)貨市場上進(jìn)行結(jié)算。

1.3 案例分析

假定某客戶購買了1000萬kWh綠電，綠色電力的價(jià)格是每度0.49元。如該客戶是電價(jià)不敏感的生產(chǎn)型客戶，則假定其發(fā)電負(fù)荷為4000萬kW，根據(jù)光伏典型曲線分解該綠電合同，該公司需支付購電費(fèi)用為1015.6萬元，按照風(fēng)電典型曲線分解該綠電合同，該企業(yè)需支付購電費(fèi)用為1012.9萬元，按照全社會負(fù)荷典型曲線分解該綠電合同，該企業(yè)需支付購電費(fèi)用為1009.3萬元。

由于綠色電力具有現(xiàn)貨交易特點(diǎn)，在電力現(xiàn)貨交易中，由于電力需求曲線和電力市場的真實(shí)需求曲線不匹配，使得電力市場電力需求發(fā)生變化。為降低客戶方的偏移，在進(jìn)行中長期交易時(shí)用戶應(yīng)考慮到綠色電力曲線的分解形式，盡量使其符合用戶的電力需求曲線。而綠電交易也涉及到綠色電力消費(fèi)憑證的發(fā)行，因此現(xiàn)貨市場上的中長期電力合約大多是財(cái)政契約，用戶可不去履行，因此現(xiàn)貨結(jié)算結(jié)果與綠電合同難以匹配。綠電消費(fèi)券的使用需在事后根據(jù)使用者的實(shí)際用電量來決定[1]。

2 綠電交易發(fā)展歷程及綠電交易現(xiàn)狀問題

為引導(dǎo)全社會進(jìn)行綠色消費(fèi)、推動消納，我國于2017年頒布了可再生能源綠色電力認(rèn)證及自愿認(rèn)購交易系統(tǒng)（簡稱“綠證交易”），新能源企業(yè)根據(jù)發(fā)電量可申領(lǐng)相應(yīng)的綠證，各類機(jī)構(gòu)、企事業(yè)單位及個(gè)人均可自愿認(rèn)購綠證，一個(gè)證書對應(yīng)1000kWh電量。因綠色證書銷售后對應(yīng)的電力將不會得到政府補(bǔ)助，而浙江省電力價(jià)格一般在0.2～0.6元/kWh之間。由于綠證交易的數(shù)量較少，因此公司對綠電的采購需求也在持續(xù)增加，如歐盟提出了對產(chǎn)品全流程的碳排放控制、跨國公司的社會責(zé)任、碳指標(biāo)控制等，都需在生產(chǎn)過程中一定比例或全部使用綠色電力。在這種背景下綠電交易應(yīng)運(yùn)而生，它為需要綠電的市場主體提供了一種新的交易方式，并以交易價(jià)格來反映其環(huán)保價(jià)值。

浙江于2020年12月率先啟動電力客戶與風(fēng)電場的綠色發(fā)電試點(diǎn)，寧波某外貿(mào)公司和風(fēng)電公司通過點(diǎn)對點(diǎn)交易完成了第一批1400萬kWh綠電，而客戶只需多出1毛錢。巴斯夫（中國）有限公司和華潤公司于2021年6月22日在廣東電力交易中心完成了廣東省第一次可再生能源交易，交易額為245萬kWh。國家發(fā)改委、國家能源局于2021年8月28號批準(zhǔn)了《綠色電力交易試點(diǎn)工作方案》，并于9月7號正式在全國開展了綠電交易，舉辦了17個(gè)省份259家市場主體參加的第一次綠電交易，成交電量79.35億kWh。國家發(fā)改委、工信部、住建部、商務(wù)部等部門在2022年初出臺的《促進(jìn)綠色消費(fèi)實(shí)施方案》中，提出要在全國范圍內(nèi)充分挖掘綠色能源的潛力，鼓勵行業(yè)龍頭企業(yè)、大型國有企業(yè)、跨國公司等消費(fèi)綠色能源，并發(fā)揮示范效應(yīng)，促進(jìn)出口企業(yè)多、經(jīng)濟(jì)可持續(xù)發(fā)展的區(qū)域逐步提高綠色能源消費(fèi)比重。

廣東可再生能源發(fā)電市場的年交易量為679億kWh，平均每kWh51389厘。江蘇2022年全年交易電量9.24億kWh，平均每兆瓦時(shí)462.88元。浙江省綠電交易在2022年3月25日的全年總發(fā)電量已超過十億kW，達(dá)10077億kWh?！赌戏絽^(qū)域綠電交易規(guī)則（試行）》于2022年2月25日正式發(fā)布，將新能源企業(yè)的“綠證”與“綠電”業(yè)務(wù)相結(jié)合。新能源的綠色發(fā)電將由國家能源局統(tǒng)一發(fā)放，銷售公司和用戶可通過綠電交易從新能源公司購買綠電，并按照交易的結(jié)果將其綠證發(fā)放給購買了綠電的公司。新能源參與綠電交易已步入市場化運(yùn)作的新階段。

2.1 現(xiàn)有市場體系對綠電交易支持力度不夠

綠色電力進(jìn)入省際、跨省市場的市場準(zhǔn)入還沒有完全放開，各省市間的市場規(guī)則存在很大差別，短期交易品種缺乏，特別是偏離度考核風(fēng)險(xiǎn)高，參與現(xiàn)貨的模式還沒有明確，這些都限制了綠電交易發(fā)展。

2.2 綠電交易缺乏活力

其主要原因是：存量項(xiàng)目審批早、價(jià)格高、補(bǔ)貼高，缺乏意愿放棄補(bǔ)貼入市；邊際成本較低，難與其它電源共存；電力系統(tǒng)的非可控性、中長期電力負(fù)荷預(yù)測難度大、與電力需求曲線不相適應(yīng)、進(jìn)入市場后存在著評估偏差的風(fēng)險(xiǎn)；享受電力市場的保障，稅收優(yōu)惠，與市場準(zhǔn)入相比有很大的優(yōu)勢。以上種種因素使發(fā)電公司積極參與程度不高。另外，由于電力市場供求關(guān)系緊張，電力市場的綠色電力電價(jià)仍以指導(dǎo)電價(jià)為主，而環(huán)保屬性的溢價(jià)又較低，因而降低了電力公司的交易熱情。綠色電力平價(jià)工程目前投入規(guī)模尚小，已投產(chǎn)的綠色電力項(xiàng)目中放開參與市場交易的比重很低，這也是限制電力交易規(guī)模的一個(gè)重要因素。

2.3 綠電比例過高

高比例的綠電進(jìn)入市場會使電力價(jià)格與電力的總成本背道而馳，現(xiàn)行電力價(jià)格體系不能適應(yīng)。隨著綠色電力比重的提高，電力邊際電價(jià)將經(jīng)常出現(xiàn)底價(jià)、尖峰價(jià)，從而會對綠電項(xiàng)目的投資決策產(chǎn)生影響，同時(shí)也難以實(shí)現(xiàn)高成本的投資回收。

2.4 缺少疏導(dǎo)機(jī)制

綠色電力的外部成本對社會造成很大影響，必須采取穩(wěn)健的引導(dǎo)機(jī)制。由于系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本、電網(wǎng)建設(shè)成本等外在成本傳導(dǎo)機(jī)制還不完善，必須對外部成本的貢獻(xiàn)方和受益方進(jìn)行分類，并確定合理的成本分擔(dān)方法。在2021年12月的中央經(jīng)濟(jì)工作會議上，明確了在能源總量控制方面，將新增的可再生能源和原材料能源不列入總量控制范圍，爭取早日實(shí)現(xiàn)由“雙控”到總量與強(qiáng)度的“雙控”。當(dāng)前，企業(yè)對綠色能源的購買暫時(shí)不能享受“雙控”、不能享受到碳配額、通過建設(shè)綠電項(xiàng)目來減少排放的CCER機(jī)制還沒有啟動，綠色消費(fèi)的節(jié)能減排效果并不被承認(rèn)。

2.5 綠色電力的未來波動斷續(xù)增加

目前各省都面臨著電力消納難題。由于新能源大規(guī)模并網(wǎng)所帶來的波動、斷續(xù)問題，各省將很難應(yīng)對，西電東送的潮流分配會出現(xiàn)方向性變化，目前網(wǎng)省兩級運(yùn)行的市場格局有待完善?？缡≥斪冸姸▋r(jià)模式的確定依據(jù)是確定的發(fā)電量方向和規(guī)模，也不利于綠色電網(wǎng)的多方向靈活的消納。

3 完善綠色電力市場機(jī)制的思考

推行綠色電力綠色認(rèn)證體系，推動綠色電力生產(chǎn)、交易、消費(fèi)、結(jié)算等全生命周期跟蹤和追溯。在南部地區(qū)實(shí)行“證隨電走”和“證電分離”兩種綠色許可證的管理模式，其是由市場主體自行選擇的。

3.1 制定更廣泛的市場機(jī)制，以促進(jìn)消納

在省級市場完全消納的前提下，以地區(qū)市場為保障，實(shí)行統(tǒng)一均衡，實(shí)行“統(tǒng)一市場、統(tǒng)一規(guī)則、統(tǒng)一組織、統(tǒng)一認(rèn)證”的制度。地區(qū)市場重點(diǎn)是加強(qiáng)省內(nèi)新能源調(diào)劑力度，拓寬臨時(shí)消納渠道。綠色電力首先是電能量商品，能根據(jù)普通產(chǎn)品的規(guī)律自由流動、自主交易、優(yōu)化配置；其次，由于綠色電力的波動性、時(shí)斷時(shí)續(xù)性，因此要將整個(gè)地區(qū)的各種調(diào)節(jié)資源集中起來，實(shí)現(xiàn)更大規(guī)模的均衡[2]。

“十四五”時(shí)期我國新能源消費(fèi)將主要集中在省內(nèi)，而省外的臨時(shí)供用電則是其主要的補(bǔ)充。新能源的波動性、間歇性是由各省內(nèi)部進(jìn)行的，當(dāng)各省內(nèi)部沒有辦法時(shí)才會采取跨省的臨時(shí)消納措施。以省內(nèi)多能互補(bǔ)打捆交易、發(fā)電權(quán)交易、調(diào)峰市場、容量補(bǔ)償、儲能和抽水交易等調(diào)節(jié)性市場機(jī)制為基礎(chǔ)，以跨區(qū)域、跨省的電力現(xiàn)貨交易、電力現(xiàn)貨交易、電力交易、抽蓄購電交易、調(diào)頻市場等為主要的調(diào)控手段和保障措施，在現(xiàn)貨試點(diǎn)或區(qū)域現(xiàn)貨運(yùn)行后，以“出力預(yù)報(bào)”或“報(bào)量不報(bào)價(jià)”的方式，適時(shí)轉(zhuǎn)換成“報(bào)量報(bào)價(jià)”參與交易。

3.2 市場主體區(qū)分存量和增量

以存量電站基礎(chǔ)電量為優(yōu)先，確保新增工程逐步進(jìn)入市場。存量帶補(bǔ)貼的電力市場，將根據(jù)各省現(xiàn)行的電力市場交易制度，以電力市場為基礎(chǔ)，不會對補(bǔ)貼的實(shí)施產(chǎn)生任何影響。目前已有594億kW的電力儲備，繼續(xù)保持電網(wǎng)保障采購，作為向居民、農(nóng)業(yè)和電網(wǎng)代理商提供電力的優(yōu)先供應(yīng)。按《南方區(qū)域綠電交易規(guī)則》實(shí)施增量平價(jià)項(xiàng)目，按照規(guī)劃中所建議的市場發(fā)展階段進(jìn)行市場整合。庫存項(xiàng)目承諾放棄、延期補(bǔ)貼或補(bǔ)貼完成后，可作為增量平價(jià)項(xiàng)目進(jìn)入市場進(jìn)行交易。

3.3 根據(jù)風(fēng)險(xiǎn)控制和權(quán)責(zé)對等的原則

綠色電力逐步進(jìn)入市場分為如下三個(gè)階段：第一階段綠色電力按原來核準(zhǔn)的電網(wǎng)收購價(jià)格參加長周期交易，市場化程度低，以基數(shù)電量兜底執(zhí)行偏差，采取長周期結(jié)算或分時(shí)均價(jià)結(jié)算，較為穩(wěn)妥地處理發(fā)電偏差風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)也無法獲得與煤電等同的電能量價(jià)格；第二階段電力市場中綠色電力比重越來越大，電網(wǎng)調(diào)峰、高峰電價(jià)等都要通過分時(shí)交易來體現(xiàn)其價(jià)值和貢獻(xiàn)，因此要引導(dǎo)用戶根據(jù)峰谷電價(jià)信號積極消納新能源，才能實(shí)現(xiàn)市場化；第三階段綠色能源的市場化比重將會進(jìn)一步提高，使其與煤炭價(jià)格趨于一致，從而使其在電力短缺時(shí)能得到較高溢價(jià)，從而更好地反映出供求關(guān)系的變化。綠色電力參與分時(shí)交易、分時(shí)偏差結(jié)算，在現(xiàn)貨市場中參與現(xiàn)貨交易和偏差結(jié)算，并承擔(dān)所有的輔助服務(wù)費(fèi)用。

3.4 加快建設(shè)電碳市場銜接

加強(qiáng)電力市場、碳交易市場和用能權(quán)市場相互協(xié)調(diào)的對策。從全國主要的碳市場企業(yè)開始，運(yùn)用綠色能源交易溯源技術(shù)的精確性和完整性優(yōu)勢，根據(jù)控排企業(yè)購綠電的狀況精確核算其電力消費(fèi)的碳排放，或消費(fèi)綠電可獲得相應(yīng)的自愿減排量。通過信息披露、嚴(yán)格考核等手段，推動綠色電力資源價(jià)格和碳配額價(jià)格的一致性，并建立電力交易和碳交易價(jià)格的聯(lián)動機(jī)制。

3.5 加快綠電交易的配套市場機(jī)制建設(shè)

在未來的區(qū)域電力市場中，多功率電源將根據(jù)煤炭基準(zhǔn)電價(jià)或主要供電電價(jià)，采取“同臺交易、差額補(bǔ)貼”、“設(shè)定比例、打包交易”等多種形式進(jìn)行多成本電源同臺交易。按照“固定費(fèi)用+合理收入”的原則，建立以煤炭發(fā)電損益平衡為起始條件的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)綠色電力的消納量動態(tài)劃分峰谷時(shí)段、平時(shí)段和低谷時(shí)段進(jìn)行分時(shí)交易。根據(jù)交易各方所屬省份的慣例，分別計(jì)算出各地區(qū)間的峰、平、谷時(shí)段；建立一個(gè)覆蓋全省的后備市場，通過市場化的方式將后備能力不足的省份引入到其他省份的后備能力。建設(shè)省內(nèi)跨省區(qū)的調(diào)峰輔助服務(wù)體系，在綠色能源富省積極開展調(diào)峰市場試點(diǎn)工作，并在今后把跨省調(diào)峰機(jī)制納入電力現(xiàn)貨市場。

4 結(jié)語

綠電交易是一種新能源消費(fèi)、體現(xiàn)環(huán)境價(jià)值的新型交易方式，須與可再生能源消納與保護(hù)機(jī)制相協(xié)調(diào)、與全國統(tǒng)一電力市場體系相配套、與其他環(huán)境權(quán)益市場相銜接、與能源消費(fèi)新模式新業(yè)態(tài)相融合，方能充分發(fā)揮作用、引領(lǐng)綠色消費(fèi)。