雖然綠電交易規模在不斷擴大，但諸如綠電交易價格波動明顯、跨省交易難等情況仍普遍存在。與此同時，市場擴容下，更多元化的交易機制也亟待完善。

文|賈博鑫

來源|36碳(微信ID：carbon_36kr)

1月8日，重慶兩江長興電力有限公司與甘肅、青海兩省7家發電企業達成協議，在北京電力交易中心平臺，落地重慶市首筆跨區跨省綠電交易。

繼去年全國多地剛實現跨省綠電交易零的突破之后，重慶也在2023年伊始開了一個好頭。

綠電交易，即用電企業直接購買由光伏、風電等發電企業產生的綠色電力，正式單獨計價上線交易，并獲得相應的綠色電力消費憑證。按照綠電交易方案，目前包括風電及光伏發電企業、電力用戶和售電公司、電網企業均可參與綠電交易。

時間回撥到2021年9月，全國綠電交易市場正式啟動，阿里巴巴、騰訊、秦淮數據等互聯網科技巨頭采購了大量綠電，此后國內企業綠電消費開始提速。

進入2022年，綠電交易利好政策頻出，包括廣州電力交易中心、北京電力交易中心、江蘇省發改委等相關部門均出臺了完善綠色電力市場化交易機制的政策，其中江蘇省的政策更是明確到2025年，高耗能企業電力消費中，綠色電力占比不低于30%。

這無疑是給市場打下一劑強心劑，帶來了綠電交易市場的急速擴容。據中電聯的統計數據，2022年1~8月，全國省內綠電交易規模達到113.4億千瓦時，預計2022年全年綠電交易量將超過150億千瓦時。值得一提的是，鋼鐵、數據中心等高耗能行業的頭部企業、大型央國企、跨國企業在綠電采購中持續保持活躍。

如今，距離全國綠電交易市場啟動已經過去一年多，雖然交易規模在不斷擴大，但諸如綠電交易價格波動明顯、跨省交易難等情況仍普遍存在。與此同時，市場擴容下，更多元化的交易機制也亟待完善。

綠電交易價格“忽高忽低”，出口制造型企業正加大購電力度

由于風電、光電等綠色電力具有波動性強、不確定性大等特點，當前綠電交易以電量交易為主，結算周期以年、月為主要單位，而綠電市場化交易定價，則反映綠電的供需、成本等情況。

北京綠色交易所副總裁王輝軍告訴36碳，綠電電價由電能量價格和環境溢價組成，電能量價格執行燃煤基準價(燃煤基準價，即發改委根據我國市場煤電的行情制定的價格)，因此燃煤基準價是綠電定價的參考標準，由于各地資源稟賦不同，綠電電價也有所差異。“一般來說，國家電網的平均綠電價格，要比燃煤基準價每度電溢價8分錢左右，南方電網則溢價5分~6分錢。”

那么，實際綠電價格情況如何?據36碳不完全統計，目前廣東、浙江兩省每月均長期發布電力交易數據，這也是全國綠電交易需求量比較大的省份，從中可以一窺綠電市場交易情況。

一般來說，受當前政策對綠電交易價格的保護機制，綠電交易價格對比煤電價格要高一些，但根據廣東、江蘇電力交易中心數據來看，部分時間段的綠電價格卻低于實際交易的燃煤電價，環境溢價表現并不突出。

比如據廣東電力交易中心數據，去年12月綠電交易，電能量成交均價為508.6厘/千瓦時，環境溢價均價25.6厘/千瓦時，而煤電成交均價為554厘/千瓦時，相比之下綠電價格更低。

值得注意的是，去年7月廣東綠電交易均價為518.03厘/千瓦時，煤電成交均價為492.71厘/千瓦時，綠電價格反而高于煤電價格。

可以看出，在實際交易中，綠電交易價格的變化會受到供需關系的影響，呈現忽高忽低的特點。王輝軍分析稱，隨著各地政策利好，綠電環境溢價終將顯現出來，綠電的價格會伴隨電價市場的放開，以及對能源需求的增加，呈現上升的一個趨勢。

另一方面，購買綠電的一方呈現多元化的特征。據彭博新能源財經發布的2022中國企業綠電交易排行榜，綠電買方五強中，有三家為實體企業，分別是太原鋼鐵集團、華晨寶馬及鞍鋼集團，其余兩家仍然為騰訊、阿里巴巴，鋼鐵業成為綠電買方市場的重要角色。

這樣的角色轉換不難理解。在歐盟碳關稅即將亮相的當下，越來越多的出口制造型企業為了綠色合規，必然考慮更多地購買綠電，帶有綠電認證的產品，在全球市場流通中也將更具競爭力。當然，開拓全球業務的中國互聯網巨頭及科技企業，也會持續加大綠電的采購力度，以獲得更長遠的發展。

王輝軍告訴36碳，從實際交易情況來說，綠電的區域供需市場不均衡、省間交易機制有待完善、規模化綠電需求尚未完全釋放，需要依靠市場化機制去調節供需關系，這一點上，歐美等國家的綠電交易市場提供了很好的借鑒作用。

“以美國綠電市場為例，一是基于可再生能源配額制的合規市場，二是自愿交易市場。綠電合規市場要求電力供應商的綠電供應量在規定期限內必須達到一定比例，不能按時履約的責任主體則會接受相應的懲罰。而綠電自愿交易市場是在合規市場之外為滿足用戶對于綠電消費的意愿而產生的，市場靈活度更高。”王輝軍認為，目前中國綠電交易市場可以從中借鑒的是，加大可再生能源的基礎建設，增大綠電供應商的比例，同時加大整個社會對于綠電的消納能力，這樣才能促進綠電市場健康發展。

當然，這些都不是一蹴而就的，更重要的是解決當下存在的一些行業難題。

省間售電難有所緩解，政策引導才是關鍵

當前，綠電市場供需呈現不平衡的狀態，譬如說西北和東北地區的風電資源豐富，但經濟產業相對孱弱，對于綠電的需求并不大，而工商業發達的東部地區，本身風電資源又不足，資源錯配現象較為嚴重。

“僅就北京來說，很多企業想要購買綠電十分困難，原因就在于本地沒有太多閑置資源，風電、光伏等天然資源也不足，發展新能源產業就比較困難，大多依靠外省輸送綠電。”王輝軍表示。

而跨省跨區輸送綠電，也存在亟待解決的難題。由于當前我國電力供需以省內平衡和就地消納為主，而綠電交易又是在現有電力中長期交易框架下設立的，所以實現跨省跨區交易難度很大。

“目前北京電力交易中心、廣州電力交易中心都在進行省間交易，但省間直接交易占比僅2%，一方面是因為綠電交易試點省份的交易規則存在差異化、交易手續相對繁瑣、交易主體眾多、跨省供需匹配困難、市場準入未充分放開等因素影響，加大了市場主體參與交易的難度。另一方面，對于用能企業而言，跨省綠電交易較高的電網通道費也導致交易成本增加，一定程度上也限制了跨省綠電交易的需求。想要打破藩籬，就必須加緊建立跨省電力交易和省級交易平臺之間的協調機制。”王輝軍告訴36碳。

事實上，在相關配套政策支持下，跨省跨區的綠電交易難題正逐步得到解決。

今年6月，北京首都交易中心宣布將常態化組織向臨近省區購買綠電，為有需求的企業開辟跨省交易通道，而后不久，北京與山西之間達成了2100萬千瓦時的跨省跨區綠電交易。8月份，國網上海電力公司牽頭甘肅分公司，共同助力三家電力用戶與甘肅新能源場站開展了跨省綠色電力交易，成交電量超過1800萬千瓦時。

除此之外，由于絕大部分地區的綠電現貨交易尚未啟動，也阻礙了市場的成熟發展。所謂現貨，一般指在發用電的前一天開始買賣電力的交易，包括日前市場(提前一天進行交易)、實時市場(提前1小時以上進行交易)。

在現貨市場上，每天的不同時段尤其是高峰和低谷時段，由于電力供需情況變化，電價也會出現相應波動，這種波動會讓供需兩端出現響應，不僅可以促進綠電消納，也是更具市場化的交易機制。

不久之前，廣東電力交易中心就先行一步，提出試點開展新能源發電主體參與現貨市場交易。方案中引人關注的是，現階段新能源發電企業暫不同時參與現貨市場和綠電交易，后續根據新能源參與現貨試點的運行情況，研究其同時參與現貨市場和綠電交易的機制。

事實上，由于綠電交易市場的特殊性，循序漸進政策的引導至關重要，這也是自市場運行以來的政策特點。

除了綠電交易外，綠證交易也是市場的一項重要機制。綠色交易證書可以在能源企業間買賣，價格由市場競爭決定，這一機制下，可以通過市場化的方式，給予生產清潔能源的發電企業必要的經濟補償。

目前大多數國家仍采用證電分離的交易體系，買綠證的企業并不直接消費對應的綠電，而是買到了消費綠電的憑證。

“去年9月中國綠電交易市場啟動之后，就已經證電合一了，未來的市場趨勢也是如此，做綠電交易離不開電網運營主體，本身它就可以申辦綠證，并將國家可再生能源信息管理中心核發的綠證發放給參與綠色電力交易的市場主體。這一模式下，綠電的經濟價值和環境效益才能同步得到實現。”王輝軍告訴36碳。

在推進綠電交易市場化運行的進程中，相信新的挑戰也會持續浮現，有待各個市場主體的共同努力，以及諸多創新性政策的研究及實施。