绿色电力交易一周年有哪些成效
绿电定价机制有待完善
“价格”是本文作者访谈参与绿电交易的企业时经常听到的一个词。
绿电市场化交易定价，主要由电能量价格和环境溢价两部分组成。去年下半年至今，电力供应短缺导致电价高涨，燃煤发电基准价上下浮动范围放宽之后，多省市2022年的年度、月度火电中长期交易价格同比上涨10%-20%。
绿电交易价格也因此受到波及。根据公示信息，2022年广东绿电长期交易协议成交均价较煤电基准价高6分/千瓦时，较火电成交均价高1.7分/千瓦时。
增加的这一部分成本往往由企业独自承担，因为当前全社会尚未形成绿色消费习惯，消费者为绿色产品支付环境溢价的意愿仍然较低，企业难以通过抬升下游产品价格，把溢价成本传导至消费端。
在这一现状下，多数受访企业都表示对溢价的接受程度有限，希望能采购到价格更加低廉的绿电。
而从电力系统的角度来说，绿电电量的消纳成本如何在各个市场主体之间合理公平分摊，形成有效的价格信号，既鼓励绿电项目投资与灵活性资源的开发，又促进用户开展大规模绿色电力消费，将是未来的重点。
多年期绿电交易有待普及
绿电市场化交易，按交易范围可分为省内交易和跨省、跨区交易，按时间周期可包括年度(含月度)协议和长期(多年)购电协议。其交易标的为附带绿证的风电、光伏等新能源发电企业的上网电量，主要包括未享受补贴的平价项目或自愿承诺退出补贴的电量。
企业签订购电协议后，由国家可再生能源信息管理中心、电力交易中心核发可再生能源绿色电力证书(下称“绿证”)，绿电从发电方划转给购电方，企业的低碳行动有“证”可查。
与一年或以月度计算的交易不同，“长期购电协议”(Power Purchase Agreement，PPA)，泛指电力用户和发电厂之间直接签署的长期电力采购合同，合同期限通常长达10年到20年。在欧美等电价完全放开的市场，这类交易可以帮助企业锁定绿电价格，避免能源价格波动带来的电力成本上涨风险。
国际化工龙头企业巴斯夫是该路径的领先探索者。今年上半年，巴斯夫中国分别与国家电投(广东)、资管公司博枫签订了绿电相关的合作协议，其交易周期都长达25年。
不过，目前国内的绿电交易市场中，巴斯夫的案例还属少数。调研显示，当前中国PPA合同的签署呈现散点状态，且信息披露有限。
在供应端，由于存量可再生能源电量核准早、价格高、补贴高、享受电网保障性收购，发电企业缺乏意愿放弃补贴进入交易市场。而到交易磋商环节，买卖双方又易遇“定价难”的问题。中国2015年启动新一轮电力市场改革，在此之前，中国电力行业主要由政府定价，买卖双方自由磋商、确定多年协议价格的经验较少，未形成“多买多卖”的格局，交易定价缺乏依据。
由于上述因素，当前市场中的绿电PPA实际多为“合作框架协议”——仅确立合作意向(与交易总量)，每年交易电量、交易价格都留待进一步商谈。
巴斯夫与博枫签署的协议则固定了交易价格，该笔交易锁定的是博枫一处尚处于开发建设阶段的发电项目。此外，巴斯夫还称，其采用了“平准化度电成本”(LCOE)标准作为定价依据。平准化度电成本是一种常用于新能源的成本分析方法。但巴斯夫相关人士透露，其多笔已执行或正在计划中的绿电交易，价格远未达到当前市场中的普遍溢价水平。
跨省跨区交易需求亟待满足
绿电需求企业多分布在经济较发达的中东部地区，而绿电供给仍以三北地区居多——这一供需错配的局面，使得企业对跨省、跨区交易需求旺盛。
不过，当前绿电省间交易还处于试点阶段，并未常态化展开。企业需求通常由电网企业汇总上报，而实际交易展开还有赖于电力交易中心不定期的组织。如数据中心运营商万国数据，去年在北京电力交易中心组织下，与山西大同一家光伏企业达成了交易。
除交易时机不确定外，交易流程复杂、合同手续繁复、送方省份受可再生能源电力消纳责任考核影响缺乏电力外送意愿等因素，一定程度上也给省间绿电交易带来了挑战。
随着电力市场改革的推进，上述局面有望解开。北京首都交易中心今年6月发布公告称，将常态化组织向临近省区购买绿电，为有需求的企业开辟跨省交易通道。6月23日，北京市与山西省电力主管部门协调，组织了北京今年首次大用户跨省跨区月度绿电直接交易，合同成交电量2100万千瓦时。8月5日，国网上海电力公司也助力三家电力用户开展了首笔甘肃—上海的跨省绿色电力交易，成交电量超1800万千瓦时。
四点政策建议
针对上述难点，政策制定者可以从以下角度思考，以更好地释放绿电消费潜力。
首先，降低省间交易门槛。当前跨省、跨区绿电“点对点”交易的渠道还未打通，交易品种、合同周期等不够灵活，不能及时满足购电企业的需要。不少企业表示希望能尽快突破试点交易，扩大跨省、跨区交易规模。
我们认为，通过跨省跨区通道输送新能源电力，将是未来新能源消纳的重要途径，降低省间绿电交易门槛是关键的机制保障。
其次，完善绿电消费与碳市场、能耗“双控”机制的联动。当前，中国电力市场与碳市场分别由不同的政府机构负责管理，运行相对独立，绿电交易企业虽然支付了环境溢价，但在碳市场中进行碳排放核算时，绿电被看作普通电力算入间接排放，丧失了绿电的环境价值。
我们在与企业沟通时获知，在实际政策实施中，对于企业十分重要的“能耗指标”(固定资产投资项目节能评估)管理仍未与绿电消费或碳减排打通。在积极提升绿电使用比例之余，企业希望能在“能耗指标”方面获得一定的豁免权或者优先权。我们建议：完善电-碳联动机制，推动绿电、绿证交易结果在碳市场得到互认，出台相关实施细则，在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减。
再次，加强绿证公信力。在我们与企业的访谈中，高质量的绿色电力是受访企业普遍表达的诉求。企业一方面会尽量避免项目的绿色属性被重复计算或重复激励;另一方面，在认购交易中，若绿电来源不清晰，缺乏证明凭据，用电企业就不会采购。
将绿证作为绿电环境权益唯一标识的公信力，应是政策制定者的当务之急。理顺绿证与超额消纳量、CCER(国家认证的企业自愿减碳量)之间的关系，最大化避免重复计算，方可有效提升绿证在国际社会的认可度。
最后，进一步引导和鼓励企业的绿电消费行为。尽管在“双碳”目标下有多个政策文件鼓励企业使用可再生能源，但在近期电力价格上涨等因素冲击下，企业消费绿电的动力正在减弱。
建议政策制定者将绿电交易和可再生能源消纳责任权重挂钩，将市场化用户通过购买绿电或绿证纳入可再生能源消纳责任权重。