完善绿色电力市场建设促进能源绿色消费

聂正标

绿色电力市场的建设是落实碳达峰碳中和战略部署、构建以可再生能源为主体的新型电力系统的重要举措，是实现可再生能源绿色环境价值的重要载体。作为可再生能源企业出售绿电的绿色环境价值、电力用户获得可再生能源消费凭证的交易场所，我国的绿色电力市场由绿色电力证书（以下简称“绿证”）和绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）两个市场组成。自从2017年起我国启动绿证核发和自愿认购、2021年9月启动绿电交易试点以来，绿色电力市场协同促进、互相补充，不仅促进了可再生能源高比例发展，也形成了双市场消纳的新格局。从绿色电力双市场的实施历程来看，仍面临市场活躍、供需错配、机制缺乏、区域壁垒等层面的问题，走出困境仍需综合施措。

一、我国绿色电力市场建设进展

（一）绿证交易市场：显著提升，扩宽覆盖

绿证是国家对风电、光伏等可再生能源发电上网电量颁发的电子凭证，是绿色环境价值的唯一凭证。在适应可再生能源快速发展、不断完善绿证交易制度的过程之中，我国绿证交易市场的发展过程可划分为四个阶段，其功能由减轻财政补贴压力向体现绿电的环境价值转变，其数量和交易规模显著提升，绿证覆盖品种逐渐扩宽。

第一阶段：启动绿证核发和自愿认购，减轻财政补贴压力。自“十三五”以来，可再生能源补贴缺口持续扩大，补贴资金难以及时拨付。

第二阶段：风电光伏平价上网，绿证与补贴“脱钩”。2019年1月，国家发展改革委、国家能源局发布文件，提出“鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿”的政策措施。

第三阶段：绿色电力需求大幅提升，绿证市场发挥效能。2020年，我国提出碳达峰碳中和目标，可再生能源成为主力军，绿色电力的环境价值凸显。政府主管部门不断强调推行绿证交易，将绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，将认购绿证作为完成可再生能源电力消纳责任权重的补充方式。

第四阶段：绿证逐步扩宽品种覆盖。2023年7月，国家发改委等三部委发布文件，推动绿色电力证书覆盖全部可再生能源，将绿证作为可再生能源电力消费凭证，明确用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证。我国绿色电力市场建设进入新的发展阶段。

（二）绿电交易市场：规模攀升，溢价渐显

绿电交易是指电力用户与可再生能源发电企业签订电力交易协议，并同步获得绿证的交易形式。绿电交易市场发展于绿证交易基础之上，自2021年9月启动交易试点以来，绿电交易后来居上，获得全社会广泛关注，交易规模持续提升，市场建设取得显著成效，产品溢价逐渐显现。

一是交易体系日趋完善。各省份的绿电交易市场在周期、空间范畴等方面皆有完善。初期，各省大多以绿电专场形式在省域内不定期组织交易。而后，交易频次不断提升，广东、江苏、浙江等省份逐步实现月度常态化绿电交易，交易周期也由年度、月度向月内延伸。此外，北京、广州两大电力交易中心也不定期组织了数次区域内跨省绿电交易。绿电交易初步形成多周期、多层次的市场交易体系。

二是交易规模迅速攀升。根据中国电力企业联合会统计，2021年全国绿电交易量为6.6亿千瓦时，2022年则跃升至227.8亿千瓦时，增长三十几倍。据中国电力企业联合会数据显示，仅2022年10月交易量就达到 61.5亿千瓦时，交易规模迅速扩张，呈指数级攀升。

三是绿色环境溢价逐渐显现。北京电力交易中心数据显示，所辖区域绿电成交价相比燃煤基准价平均溢价0.08元/千瓦时。部分省份也呈现相应特征：江苏省2023年年度电力中长期交易中绿电成交均价约为0.469元/千瓦时，高出煤电基准价0.078分/千瓦时；广东省2023年度绿电成交均价约为0.55元/千瓦时，高出煤电基准价0.088分/千瓦时。整体而言，绿色环境溢价与消退是碳达峰碳中和的必经之路，仍需政策激励、科技进步、投融资绿色化等共同推动。

二、我国绿色电力市场面临的主要问题

（一）交易规模较小，市场活跃不足

绿电交易占比较小，交易规模有待增强。绿电交易仍处于建设初期，在电力市场所占比例仍然较小，以省内交易为主，未形成一定的规模效应，尚不足以在全国范围内形成常态化交易。根据统计，2022年全国绿电交易量达到227.8亿千瓦时，占全年市场交易电量的比例不足0.6%。

绿证交易挂牌率、交易率不足，市场活跃度有待提升。无补贴绿证上市以来，交易规模虽有提升，但总体认购意愿仍然不高，成交量较低。截至2023年5月18日，无补贴风电绿证累计核发1431.3万张，挂牌率仅33.0%，交易量266.2万张，占挂牌量的56.4%；无补贴光伏绿证核发1923.4万张，挂牌率32.4%，交易量309万张，占挂牌量的49.6%。

（二）核发范围受限，供需分布错配

绿证核发范围目前只包括陆上风电、集中式光伏项目，尚未深入覆盖至海上风电、分布式光伏、水电、生物质能等，尚需开展多层面绿电绿证交易品种的覆盖与认证。同时，绿电资源与电力消费中心的供需存在错配，呈逆向分布特征。大型风电光伏基地和大型水电基地主要分布在“三北”和西南地区，而70%以上的电力需求集中在东中部地区。浙江、江苏、广东等东部较发达省份绿电需求量大，可再生能源装机占比相对较低，且早期带补贴风电光伏项目要参与绿电交易则需退出国家补贴。在目前绿电交易体系核发范围受限、供需分布错配等现状下，东中部省份有意愿参与绿电交易的平价新能源装机规模较小，绿电供应相对不足，供需难以通过跨省跨区域进行调配。

（三）激励政策不足，衔接机制缺乏

虽然我国设定了可再生能源电力消纳责任权重，但责任主要由省级电网公司承担，并未分解给电力用户，既未设置使用绿电的激励政策，也未规范电力用户的绿电消费比例配置。在当前绿证和绿电交易皆属于自愿交易的环境之下，购买绿电和绿证的政策激励与应用途径不足，难以激发电力用户的社会责任意识。同时，能耗双控和碳市场缺乏衔接。受目前碳排放核算方法限制，企业外购电的碳排放量依据全区域统一的碳排放因子计算，无法将买来的绿色电力从企业电力消费总量中剔除。绿电消费的考核、激励与监管机制尚未形成，绿电消费观念尚未完全深入人心，不足以促进企业普遍形成高比例绿电采购需求。

（四）省间交易掣肘，区域壁垒待破

我国长期以省为实体实行电力平衡，各省电力市场发展差异较大，阻碍了电力资源在更大范围优化配置。可再生能源供需错配，但跨省跨区绿电交易需求旺盛。目前，跨省跨区购买绿电主要通过“网对网”“点对网”的方式展开，且“点对点”交易方式尚未普遍放开，不能由购买方与发电企业直接交易。由此，跨省绿电交易流程复杂、通道成本较高，且部分省份为完成消纳责任权重對外出售绿电意愿不强、企业参与积极性较低，省间交易流程阻碍重重。一些省份虽不定期组织跨省绿电交易，但交易规模有限，缺乏常态化交易基础。

三、完善绿色电力市场建设的有关政策建议

（一）全面覆盖，延伸多层面绿电绿证交易品种

一是按照应发尽发的原则，推动绿证核发范围扩展至海上风电、分布式光伏、常规水电、生物质发电、地热能等所有可再生能源发电项目，确保全面覆盖并推动绿电绿证交易品种的多样化；二是完善带补贴项目参与绿电交易的政策机制，建议享受财政补贴和保障性收购的可再生能源电站由电网企业代理，统一参与绿电、绿证市场，进一步推动市场的公平性和活跃度；三是探索分布式风电、光伏参与绿电和绿证交易，鼓励电网企业、综合能源服务企业等作为聚合商推动项目以聚合方式参与绿电绿证交易，探索直接售电给就近电力用户、委托电网售电等模式，实现隔墙售电，推动增量配网高比例消纳可再生能源，提高效率和稳定性。

（二）政策激励，优化绿电绿证各主体消费配比

进一步加强政策激励，引导用户主动采购绿色电力。完善可再生能源消纳保障机制，逐步将可再生能源电力消纳责任权重分配给电力用户、自备电厂等；设置高耗能企业绿电消费最低权重，鼓励高耗能企业与可再生能源企业签订长期购电协议，锁定绿电资源；对机关事业单位、国有企业提出绿电消纳权重要求；通过考核评价、纳入园区升级标准等手段推动产业园区提高绿电消费比例，开展园区整体绿电采购；引导龙头企业、跨国公司自身消费并带动产业链消费绿色电力。

（三）区域联动，完善各层级绿电交易制度体系

完善跨省跨区绿电交易机制，破解跨省绿电交易与可再生能源电力消纳责任权重的矛盾问题，探索省间绿电“点对点”直接交易，充分挖掘省间通道富余容量，提高跨省电力交易中绿电比例，推动省间绿电交易常态化，促进绿电资源在更大范围内优化配置；适应可再生能源发电特性，推动电力市场运营机构实现多层次的绿电交易连续运营。提供充足的交易频次，覆盖年、季度、月、月内（旬、周）直至日前的交易体系，为可再生能源企业提供灵活丰富的交易工具。由此通过提供充足的交易频次、构建灵活的交易体系、探索多尺度跨区域交易等方式，完善各层级绿电交易制度体系。

（四）上下协同，推动绿电绿证交易多制度衔接

完善绿电—绿证—碳市场之间的协同与衔接政策，强化绿证作为绿电消费量认定的基本凭证和作为碳排放、能耗总量核算的标准依据。以此确保电力用户购买的绿电和绿证交易量不纳入能耗总量控制；推动企业碳排放核查时全额扣减因购买绿电和绿证带来的碳减排量。企业碳排放核查时推动全额扣减购买绿电和绿证带来的碳减排量，有助于鼓励企业更多地消费绿色电力并降低碳排放。以此可推动更多的企业参与到绿色电力消费，促进绿色电力的发展。

（五）接轨国际，提升我国绿证体系国际认可度

建立全国统一绿证体系，完善绿证核发、交易和监管体系。加强与RE100（100% Renewable Electricity）组织、SBTi（科学碳目标倡议）等国际可再生能源组织，以及I-REC、TIGR等国际绿证核发机构的衔接，借鉴国际绿证管理经验，提升国内绿证在国际上特别是美国、欧盟等主要出口地的认可度；避免可再生能源项目重复申领和交易及在国内外不同机构核发绿证；加强信息共享和协调沟通，确保国内外绿证核发机构之间的信息透明度和一致性；通过制定相关政策和规范，鼓励国内外绿证核发机构之间的合作与互认，以降低交易成本和提高市场效率。

（六）统一体系，构建绿电消费认证全流程机制

构建全国统一的绿色电力认证体系，明确绿证作为体现绿电环境权益以及权属转移的唯一凭证。具体需加快绿电溯源核证平台和信息系统建设，建立第三方认证制度，建立符合我国国情的绿电交易和采购的标准体系。由此，建立统一的绿电消费标识机制，构建绿电消费认证全流程机制，常态化发布绿电消费凭证、绿电消费报告等评价结果，有助于市场参与者更好地了解绿色电力产品的生产和消费情况，为相应决策提供辅助。

〔作者为国家发展改革委培训中心（宣传中心）高级经济师〕