中国开启绿电交易时代，市场终于能用电价奖励环保

本文来自：财经十一人

环保属性在电价里合理体现，才能促进绿色电力发展，这项工作，过去靠政府补贴完成，目前正转向市场方式。

筹备半年、备受关注的中国绿电交易终于拉开帷幕。

9月7日早间，国家发改委体改司披露：国家发改委、国家能源局已正式复函国家电网和南方电网，推动开展绿色电力交易试点工作。

首批交易随即开启，共17个省份259家市场主体参与，交易电量79.35亿千瓦时，其中国家电网经营区域成交电量68.98亿千瓦时，南网经营区域成交电量10.37亿千瓦时。

这是国家发改委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后启动的首次绿色电力交易。交易以双边协商为主，成交价格不一，其中国网区域成交价格较中长期交易价格每度电溢价3-5分钱左右。包括宝马、巴斯夫、腾讯等公司参与了首批交易。

此次试点启动之前，在京津冀、浙江、云南、广东等省份先后有零星的绿电交易试点，并为用户提供消费绿色电力凭证。但覆盖全国、系统性的交易规则一直欠缺，许多企业即便愿意多花钱也很难买到绿电。交易试点的启动，将填补这一市场机制空缺。

落基山研究所北京代表处首席代表李婷在启动会上表示，据其测算，到2050年，在华企业每年的绿电需求将达到至少1.44万亿度。

发改委体改司发布的访谈文章表示，要同时实现电力低碳转型、安全可靠、经济可承受等多重目标，必须要深化电力体制改革，在体制机制和市场建设上做出探索创新。

对于绿电交易的出发点，访谈文章称，通过开展绿色电力交易，将有意愿承担更多社会责任的一部分用户区分出来，与风电、光伏发电项目直接交易，以市场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳，更好促进新型电力系统建设。

绿电交易与普通电力交易的本质区别，在于通过市场交易体现绿色电力的环境价值。普通的电力交易主要是电能量、容量或辅助服务的交易，都是通过市场来体现其电力属性价值。但绿电交易通过限定参与交易的电源品种，以市场交易方式为其电能量价值和环境属性价值定价，让用户企业确保其买到的是“绿电”。

也因此，尽管过风电、光伏装机丰富的西北地区，新能源已经进入市场，但过去是新能源发电明显供大于求的区域降价求消纳，而绿电交易则是用电企业溢价买绿电。

据了解，当前绿电交易试点采取了比较严格的纳入标准，优先组织无补贴的风电、光伏参与交易，计划未来纳入水电。而关于绿电和绿证应该分离还是统一的核心分歧，当前采取了更严格的统一计量的思路，即“证电合一”，同时为未来绿证单独的交易预留了空间。

尽管中国的绿电、绿证机制起步相对国外较晚，但当前全球也还处在摸索阶段。以较严格的标准起步国内绿电交易，可以确保纳入绿电交易的电量不会在其环境属性的认定上存在争议，有利于赢得国际认可。

另一方面，在全世界都还缺乏统一标准的大背景下，起步绿电交易，使得中国能够以此为基础，开展绿电、绿证的追踪、溯源、交易、核算等一系列相关标准、技术的研究和制定工作，为绿电交易提供中国方案。

01 

为什么要做绿电交易？

绿电交易的出现，背后离不开低碳转型的社会理念变革。

在欧美国家，许多企业在最近十年里提出了自身的碳中和目标，为自己设立了减碳时间表。并加入了如100%可再生能源项目（RE100）、绿色电力伙伴项目（GPP）等机构，目标是采购不产生碳排放的绿色电力。

也因此，国内此前已有的绿电试点交易常能看到外企和海外市场的影响。今年6月，广东省开展首批可再生能源交易，参与首批交易的德国化工巨头巴斯夫和国内合作伙伴华润电力为此努力了18个月；2020年11月，浙江电力交易中心发出“绿色电力交易凭证”，买方是产品出口海外的纺织企业申洲国际；2021年4月，云南昆明电力交易中心为隆基绿能开具“绿色用电凭证”，为隆基相关产品出口海外、增强国际竞争力提供重要支撑。

类似的绿电采购需求正与日俱增。国际食品巨头雀巢大中华区董事长罗士德9月6日表示，正在与天津、青岛当地政府沟通，希望能采购绿电。

另据了解，在苹果提出全产业链2030年实现碳中和目标后，其在国内的主要供应商如富士康、立讯精密等都在市场寻求绿电或绿证的采购方法。

在华头部外企及其在华供应链企业、产品面向海外市场的企业，是当前最迫切希望采购绿电的企业。他们或是为了满足自身碳中和的承诺，或是为了满足大客户的要求，或是为了增强产品的市场接受度。

中国可再生能源历经发展，正从电价补贴时代进入平价时代。发改委此前政策明确，2021年起新建风电、光伏项目上网电价按各地燃煤发电基准价执行；并提出新建项目可自愿通过市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏、风电的绿色电力价值。

环保属性在电价里合理体现，才能促进绿色电力发展，这项工作，过去靠政府补贴完成，目前正转向市场方式。

全球范围来看，欧洲有电力来源担保GO（Guarantee of Origin）机制，美国多个州实施了可再生能源配额制（RPS），有以可再生能源绿色电力证书（REC）为典型代表的绿证交易。在电力市场运行经验成熟的国家，无补贴可再生能源的购电协议模式（PPA）近年来发展迅速，成为企业锁定长期用电成本、同时满足绿电采购要求的新型市场机制。绿电交易既有市场需求，其交易机制也在不断演变发展。

多重背景之下，作为全球可再生能源装机规模最大的中国，在提出碳达峰、碳中和国家承诺之后，绿色电力交易如何落地一直备受关注。

02 

绿电如何交易？

发改委的访谈文章披露，绿电交易是在现有的中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种。绿色电力在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。

在交易品种上，绿电交易当前是以风电、光伏的中长期交易为主，包括年度、多月、月度为周期的交易。交易价格由买方（电力用户、售电公司）和卖方（发新能源电企业）通过双边协商、集中撮合、挂牌、竞价等方式形成。此外，电网公司保障性收购的新能源电量也可以进入绿电市场卖给用户，或者代理省内用户或者发电企业的电量参与省间交易。

对于购买绿电的企业而言，确保其买到的电是没有争议的绿电，是参与绿电交易的核心诉求。这既要避免购买的绿电重复计量，也要确保绿电交易可以追溯。这离不开交易机制和技术的支持。

在接受国家电网旗下媒体“电网头条”专访时，北京电力交易中心专家表示，中国的绿电交易由交易中心按照统一标准规范执行，实现意向申报、交易达成、合同签订、履约执行、计量结算、消费认证等全流程贯通一致。并考虑了绿色电力交易与绿证核发的有效衔接，避免了环境权益的重复计量问题。

该专家还介绍，由交易中心依托区块链系统对绿色电力交易全环节数据进行记录，确保了绿电生产、交易和消费的全环节溯源，从经济关系、发用电行为上保证了绿电生产与消费的匹配性。

据了解，在现有的年度、月度中长期交易基础上，交易方案还提出鼓励用户与发电企业签订5-10年乃至项目全生命周期的长期购电协议。

覆盖新能源全生命周期的长期购电协议与前述欧美的可再生能源PPA模式十分类似。但在绿电起步初期，这类交易难成气候。

一位资深的电力交易专家分析，PPA模式可以在可再生能源立项之初就为其提供融资保障，降低项目的运作成本，是有好处的。

但PPA模式在国内落地最关键的问题在于缺乏定价依据，国外的PPA离不开长期运行的电力市场作为基础，有成熟的现货、期货交易，从而有进行长期定价的依据，而国内电力市场还在起步阶段，对未来电价走势分歧可能比较大，难以对价格形成共识。

此外商业诚信问题也是风险，项目如果无法如期并网，或者用户企业倒闭，出现意外情况需要成熟的商业机制来完善。

显然，绿电交易作为现有中长期交易框架下的新的交易品种，其发展也离不开电力市场改革的进一步推进。

03 

补贴和绿电交易不可兼得

什么样的绿电能够参与交易，尤其是此前大量带补贴的绿电能否参与绿电交易，是业界关注的核心问题之一。

发改委表示，参与绿色电力交易的市场主体，近期以风电和光伏发电为主，逐步扩大到水电等其他可再生能源，绿色电力交易优先安排完全市场化上网的绿色电力，如果部分省份在市场初期完全市场化绿色电力规模有限，可考虑向电网企业购买政府补贴及其保障收购的绿色电力。

这意味着，在绿电交易起步阶段，无补贴、完全市场化的风电和光伏项目优先参与交易。而2021年后核准的新能源项目才彻底摆脱补贴，规模有限，如果不足以满足市场需求，参与标准会适当放宽。

具体来说，优先组织无补贴、无保障性收购的风电、光伏项目电量；其次是无补贴、电网保障收购的风电、光伏电量，这类是保障了利用小时数、但不享受补贴电价的新能源电量；再次是带补贴的项目在合理利用小时数之外的风电、光伏电量。

对于2021年前核准投运的带补贴新能源项目，如果直接参与绿电交易，则意味着这部分电量既拿到了国家补贴，又通过绿电交易拿到了绿色溢价，面临重复为其绿色属性重复付费的质疑。

因此，最终的方案给出了一个兼顾二者的办法，如果无补贴的电量还无法满足绿电的购买需求，带补贴的新能源项目的合理利用小时数之外的电量可以参与交易。

这一办法的政策背景是，2020年10月财政部、发改委、国家能源局联合发布了关于《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知，《通知》规定了各类资源区风电、光伏的全生命周期合理利用小时数，明确项目合理利用小时数内的电量享受财政补贴，之外的就不再享受补贴，核发绿证准许参与绿证交易。

换言之，2020年前开工的有补贴的项目，其补贴有合理利用小时数的上限。当前方案为了解决绿电电量不足的问题，提出了带补贴项目提前“预支”合理利用小时数之外的电量来参与绿电交易的方法，从而让更多的新能源项目能够参与交易，同时也明确参与绿电交易的电量不享受补贴，避免重复为绿色溢价付费。

值得一提的是，欧洲的电力来源担保机制GO中，水电是第一大签发和核销的品种，占比超过一半，而国内绿电交易里暂未纳入水电。

欧洲的GO机制是在欧洲能源证书标准（EECS）体系下对电力来源进行担保，而不同国家认可的品种不一，水电、风电、光伏、生物质发电是主要来源，有的国家也认可核电和热电联产的燃气发电。

2020年欧洲不同能源品种GO签发和核销占比 来源：AIB（发放主体联合会）2020年年报 

04 

证电分离还是统一

在整个绿电交易方案制定的过程中，一个讨论不断的问题是绿电和绿证应该分离还是统一。

绿电交易的目的之一，是让用户能够证明自己买到了绿电。过往的机制中，用户除了直接购买绿色电力，也可以单独购买绿色电力凭证。

国内的自愿绿证认购2017年7月启动，国家可再生能源信息管理中心负责绿证核发，建设绿证自愿认购平台。绿证价格过去与项目补贴挂钩，比较昂贵。今年5月以来，平价风光项目的绿证也开始在平台上线，但交易始终不活跃。

国际上，也有如APX、I-REC这类第三方的绿证签发机构，他们将新能源产生的绿证进行第三方认证，由新能源业主卖给需要购买绿证的电力用户。因此，买绿证的企业，并不直接消费对应的绿电，而是买到了消费绿电的凭证。这种绿证交易，其证和电是分离的。

欧洲的GO机制，也是证电分离的交易，无补贴的绿电可以获得GO凭证，然后卖给有绿电消费需求的电力用户。GO机制在欧洲发展迅速，2020年，GO签发额相当于欧盟27国可再生能源电量的80%，它背后离不开欧洲企业购买绿电的积极性。

而国内的绿电交易，目前是“证电统一”模式，绿证和绿电同步交给购买绿电的用户。方案明确，国家可再生能源信息管理中心根据交易需要核发绿证，划转至电力交易中心，交易中心根据绿电交易结果将绿证分配至电力用户。交易中心还组织开展市场主体间的绿证交易和划转，为未来政策完善后绿证单独的交易预留空间。

简言之，证电统一，意味着绿电的电能价值和环境价值捆绑销售；证电分离，意味着二者在不同市场分开销售。

支持证电分离的观点一般认为，分开销售更加灵活，绿证可以吸引更多市场主体来参与交易和认购，扩大绿证的消费需求，市场会更加活跃。二者统一，绿电交易要同时兼顾多目标。规则比较复杂，同时也面临输电通道容量等物理限制。

支持证电统一的观点则认为，二者捆绑销售更易于理解和接受，也容易实现国际互认。如果分开销售，存在通过绿证“洗绿”的嫌疑，用户并没有真正消费绿电。

路孚特首席电力与碳分析师秦炎介绍，欧洲对证电分离的争议也越来越大。譬如水电资源丰富的挪威，大部分水电都签发了绿证，尽管挪威几乎全是水力发电，但本国消费更多的反而是欧洲大陆国家的火电，本国居民和企业还需要另外购买绿证来证明自己的绿电消费，挪威工业界对此不满，认为给企业增加了额外的经济成本。

秦炎也表示，证电分离有利于提高市场灵活性，在更大范围内配置资源，欧洲可再生能源的虚拟PPA流行，也离不开绿证机制。但证电分离要发挥作用，需要依托自由化的电力市场和多样化的电力交易产品。

秦炎还建议推动中国和国际绿证的互认机制，设立统一的登记系统，保证绿证的唯一性，并能有效溯源。

也有观点认为，绿电和绿证两种方式并不互相排斥，未来可以并存，交给市场主体自由选择，最终是发电企业和用户博弈的结果。比如采购了绿电的用户，如果最终发电企业供应绿电存在偏差，就可以去绿证市场采购来补充。对个人消费者而言，绿证也是更灵活的方式。但需要注意两种方式的衔接，避免环境权益在不同的市场重复交易，出现重复计量，确保环境权益的唯一性。

需要考虑的不仅是绿电和绿证市场的衔接，还有与碳市场的衔接。今年7月，中国启动了碳市场交易，未来将纳入八大行业。对于纳入碳市场的用户来说，采购绿电也意味着减少碳排放。交易方案明确，未来要研究通过CCER等机制建立绿电市场与碳市场的衔接，避免用户在两个市场重复支付费用。其目的，都是要保证环境权益的唯一性。

从企业视角观察，苹果公司的案例值得研究。

从2019财年开始，苹果公司已经实现了100%绿电采购。根据苹果最新的发布公司2021环境进展报告，苹果采购的绿电中，90%来自于苹果“自建”（Apple created）的绿电项目，其中以PPA和虚拟PPA的长期绿电交易为主，占到87%，其他还包括直接投资绿电项目（10%）和对绿电进行股权投资（3%）。

自建项目之外的差额，5%通过公用事业公司的绿电项目满足，3%由托管设施供应商满足，只有大约1%是通过购买绿证（RECs）来实现，并且要求购买绿证的项目与苹果耗电设施在同一电网内，以确保其绿电来源可靠。