全國綠電交易試點已有一年。一年以來，我國綠電交易直線上升。

由于綠電交易市場運行時間較短，交易量較小，高速發展的同時也顯露了一些問題。比如，綠電交易與碳市場等其他減排機制的關系如何理順？跨省交易壁壘如何打通？現階段，國網和南網區域都將集中式風電、光伏電量認定為綠電，認定范圍未來會涵蓋水電、光熱發電等可再生能源項目嗎？

近期，就上述問題21世紀經濟報道記者專訪了中國銀行研究院副院長周景彤。他表示，綠電市場有助于激勵碳市場難以覆蓋的中小電企減排。碳市場一般只能覆蓋高排放企業，其他未被納入碳市場的中小電企，就要通過開展綠電交易創造環境溢價，來激勵其主動向綠電轉型。同時，目前綠電市場需求偏弱，如果未來在碳市場排放量核算中能對其綠色電力相關碳排放量予以扣減，將顯著調動控排企業購買綠電的積極性。

海上風電、光熱發電、分布式光伏發電、生物質發電等在技術和監管等方面仍面臨較多挑戰，如果倉促脫離補貼納入綠電交易，可能使得相關綠電或綠證價格過高而無人問津，反而不利于其長遠發展，因此這些發電項目暫未能成為綠電。未來隨著相關技術不斷成熟、發電成本逐漸下降，在條件成熟時這幾類發電項目也完全有可能納入綠電交易。

綠電交易尚處發展初期

《21世紀》：建立綠電交易市場的意義何在？和一般的電力市場交易有什么不同？

周景彤：2021年9月，國家發改委、國家能源局復函國家電網和南方電網，在全國范圍推動綠電交易試點。與一般的電力市場交易相比，綠電交易最大的不同在于其交易標的為附帶綠證的風電、光伏等新能源發電企業的上網電量。企業簽訂購電協議后，由國家可再生能源信息管理中心、電力交易中心核發可再生能源綠色電力證書（簡稱“綠證”）。

建設綠電交易市場，對于促進我國綠電產業發展和經濟社會綠色低碳轉型具有重要意義。

首先，建立了較為完善的市場化綠電交易機制。2017年我國啟動了“證電分離”的綠證交易，但只交易綠證，不涉及電力交易。綠電交易市場則為綠色電力的交易搭建了較為完善的機制框架。一是明確了綠電“優先組織、優先交易、優先結算”的原則。二是配套建立綠色能源認證體系，確保綠色能源從生產、交易到使用都能可追蹤、可衡量、可核查。三是明確了綠電交易以年度（多月）為周期開展交易，鼓勵市場主體之間簽訂5-10年的長期購電協議。四是規定了直接購買和向電網企業購買等兩種購電方式。五是規定了綠電價格由發電企業與電力用戶、售電公司通過雙邊協商、集中撮合等市場化方式形成。這些相關機制的確立，為綠電市場化交易的開展夯實了制度基礎。

其次，為綠電發展創造了市場化激勵手段，減輕財政支持壓力。我國曾對新能源實行“燃煤機組標桿電價+財政補貼”的上網電價機制，補貼資金主要來自向企業征收的可再生能源電價附加征收。隨著新能源發電規模的飛速增長，補貼資金缺口也在快速擴大。此外，財政補貼金額難以隨產業發展及其成本降低而同步調整，不能靈活反應市場供求變化。因此，2017年我國啟動市場化的綠證交易，并規定發電企業出售綠證后不再享受國家財政補貼。2021年，國家發改委發布通知，未來新建綠電項目實行平價上網，隨后啟動綠電交易。這意味著此后綠電交易收入溢價將取代財政補貼，成為綠電行業新的激勵手段，這將顯著減輕財政壓力。同時，綠電交易收入更能準確反應市場供求情況，有利于及時調動企業發電積極性以及避免盲目投資、一哄而上。

《21世紀》：目前，我國綠色電力交易發展處于什么階段？面臨的主要問題是什么？

周景彤：2021年9月，我國啟動綠電交易試點，目前仍處于試點階段。根據國家發改委數據，2021年9月至2022年9月，綠電交易成交電量累計超200億千瓦時。而2022年1-9月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量38889.3億千瓦時。可見綠電交易量占比較小、總量相對有限，尚處于發展初期。

目前來看，綠電交易主要存在以下幾點問題。

第一，綠電供應量偏小。早期較多存量新能源發電項目仍可享受財政補貼，由于補貼金額較高且相對穩定，因此企業參與綠電交易動力不足。目前參與綠電交易的多為2021年后無補貼項目，綠電的市場供應量還比較有限。

第二，跨省交易壁壘尚未完全打通。跨省交易不足是我國電力市場長期存在的問題。2022年1-9月，全國各電力交易中心累計交易量38889.3億千瓦時，其中跨省交易量為7488.8億千瓦時，占比僅為19.3%。目前，尚無綠電跨省交易的公開數據，但有消息稱今年多地剛實現跨省綠電交易零的突破。

第三，與碳市場等其他減排機制的關系仍待理順。綠電市場與碳市場分別由不同的機構管理，運行相對獨立，綠電交易企業雖然支付了環境溢價，但在碳市場中進行碳排放核算時，綠電仍被看作普通電力算入間接排放，削弱了綠電的環境價值。此外，綠證與超額消納量、CCER（國家核證自愿減碳量）之間的關系也有待進一步理順。

第四，綠電現貨交易尚未啟動。風電、光電等綠色電力具有波動性強、不確定性大等特點，發展現貨交易有助于促進綠電消納。而且風電、光電等邊際成本近零，參與現貨交易頗具價格優勢。但目前綠電交易仍以中長期為主，現貨交易尚未發育成熟。

環境溢價應全社會合理分攤

《21世紀》：未來綠電電價會如何發展？統一的綠電交易大市場和交易機制何時形成？

周景彤：當前綠電市場化交易機制已初步建成，未來綠電電價走勢主要由市場供求決定。

一方面，綠電供給或還將大幅擴張。我國風電、光電技術日趨成熟，度電成本顯著降低，當前仍處于風電和光電的快速成長期。國家能源局數據顯示，2021年我國可再生能源新增裝機1.34億千瓦，占全國新增發電裝機的76.1%。未來新增項目無法再享受財政補貼，大部分新增綠電都將進入綠電市場，預計綠電供應偏低的局面將很快得到扭轉。

另一方面，綠電需求增長潛力巨大，但存在一定的不確定性。當前我國各界對綠電的需求，主要受以下幾方面因素影響。一是履行強制消納責任。2019年起，國家發改委、國家能源局建立可再生能源電力消納保障機制，要求各省售電企業、部分電力用戶強制完成一定消納任務。二是滿足可再生能源使用比例。2022年國家發改委等部門聯合印發《促進綠色消費實施方案》，要求各地可根據實際情況制定高耗能企業電力消費中綠色電力最低占比。此外，“東數西算”工程也對其八大樞紐、十大集群提出了可再生能源占比要求。三是助力滿足能耗約束指標。國家對高耗能企業能耗約束持續收緊，2022年國家出臺政策允許新增可再生能源不納入能耗總量控制，綠電或可成為高耗能企業擴大生產新的能源選擇。四是規避碳關稅。歐盟等制定了碳關稅，購買綠電或成為有關外貿企業爭取關稅豁免的可行途徑。五是提升企業綠色形象。一些知名跨國公司已做出碳中和承諾，并對其供應鏈企業和中國分公司提出減排要求，國內一些企業也主動宣布低碳目標，未來消納政策執行力度仍將顯著影響綠電需求總量。

因此，未來綠電供求格局和綠電價格仍存在一定不確定性。但可以肯定的是，有關部門將適時引導綠電價格變化，在為發電企業提供有效激勵和穩定企業部門用電成本之間取得適當平衡，維護綠電市場有序發展。

《21世紀》：綠電市場化交易定價，主要由電能量價格和環境溢價兩部分組成。增加的這一部分成本往往由企業獨自承擔，綠電定價機制如何完善？

周景彤：使用綠電有助于改善自然環境，其正面效應（正外部性）被全社會分享，因此綠電的環境溢價應當在社會范圍得到合理分攤，而不應由相關企業獨自承擔。供需兩方面因素共同導致綠色溢價未能在企業和消費者間得到合理分攤。從需求端來看，主要是因為居民綠色消費意愿還不強；從供給端來看，由于政策規定和執行存在區域差異，造成同一行業中不同企業承擔的綠色溢價有所差異，這使得承擔綠色溢價較多的企業不敢貿然提高產品售價，以免競爭對手乘機爭搶客戶。未來可從以下方面入手改善這一問題。

第一，通過建設碳普惠機制等大力倡導綠色消費。當前在廣東、上海、深圳等地，主要面向居民的碳普惠減排機制已逐漸鋪開，居民綠色消費行為可轉化為碳積分計入個人碳賬戶，居民憑碳積分可獲得獎勵。未來應在全國更大范圍開展碳普惠機制建設，激勵消費者更多選擇綠色消費，變“要我”為“我要”，自覺為綠色溢價買單。

第二，嚴格落實綠電消納政策，避免不同區域同業承擔綠色溢價時出現明顯差異。保持各地政策執行力度基本相當，同行業企業可集體采取合理的價格調整，向下游適當轉移綠色溢價成本。

第三，避免企業重復支付綠色溢價，減輕企業負擔。例如，工商企業用電電價中包括0.019元/kwh的可再生能源電價附加，可理解為國家對高排放企業收費，再轉移給可再生能源發電企業。但如果企業已購置綠電，轉變為低排放甚至零排放企業，可再生能源電價附加是否應得到減免。又如，綠電購買企業在碳市場進行碳排放核算時，綠電仍被看作普通電力算入間接排放，這一問題也有待解決。

綠電、綠證兩種機制可互為補充

《21世紀》：我國現存在綠證交易、綠電交易兩種交易機制，“證電合一”和“證電分離”，哪種機制更優？

周景彤：綠電交易與綠證交易各有特點，二者不能簡單以優或劣來區分。綠電交易框架下已建成較為完善的市場化機制，便于實現中長期大量綠色電力的直接交易，這可幫助發電企業實現長周期資金穩定回籠，并為用電企業鎖定未來用電成本。而綠證交易則更為靈活，可以隨時認購。兩種機制可以互為補充。例如，一家企業如果希望實現100%綠電運營，但未來用電量存在一定不確定性，該企業可以先通過綠電交易鎖定較為確定的中長期用電量，對于未來超預期的用電量，可隨時購入相應數量的綠證，合計實現100%綠電覆蓋。

《21世紀》：綠電、綠證未來將如何與碳市場銜接？如何推動電力市場與碳市場形成合力，實現1+1大于2的目標？

周景彤：為做好不同減排機制之間的銜接，綠電、綠證應盡快理清與碳市場以及核證減排量（CCER）之間的關系。一是要避免用電企業重復承擔環境溢價。對購買綠電的企業，在碳市場排放量核算中應將其綠色電力相關碳排放量予以扣減。二是要避免發電企業重復獲得環境補償。可再生能源發電項目既可申請進入綠電市場，也可申請獲得CCER，二者都具有鼓勵減排的效果。相關主管部門應加強對發電企業申請信息的共享，可再生能源發電項目不應既申請CCER又進入綠電市場。

隨著綠電市場與碳市場關系的逐漸理順，二者有望將互相促進、協同發展，創造1+1>2的良好效果。第一，綠電市場有助于激勵碳市場難以覆蓋的中小電企減排。企業參與碳市場的交易成本較高，包括前期的碳排放檢測基礎設施支出、中后期的MRV（測量、報告、核查）成本等。碳市場交易成本具有規模效應，根據對2006-2008年間歐盟ETS碳市場參與企業的調查，小企業單位碳排放的交易成本是大企業的33倍。這意味著為節約交易成本，碳市場一般只能覆蓋高排放企業，例如我國碳市場目前納入了2000多家高排放電企，只占全國發電企業總量的一小部分（全國僅水電企業就超過20000家）。其他未被納入碳市場的中小電企，就要通過開展綠電交易創造環境溢價，來激勵其主動向綠電轉型。第二，碳市場發展有利于為綠電市場擴展綠電需求。目前綠電市場需求偏弱，如果未來在碳市場排放量核算中能其綠色電力相關碳排放量予以扣減，將顯著調動控排企業購買綠電的積極性。

海上風電、分布式光伏發電、水電等有望納入

《21世紀》：現階段，國網和南網區域都將集中式風電、光伏電量認定為綠電，認定范圍未來會涵蓋水電等可再生能源項目嗎？

周景彤：將陸上風電和光伏發電歸類為綠電，是從2017年啟動綠證交易時便已開始，而成為綠電需以不再享受財政補貼為代價。當時陸上風電和光伏發電的發電量都已達到較大規模，再依靠補貼將給財政帶來沉重壓力。而且隨著兩類發電相關技術的成熟，發電成本也顯著降低，綠證價格雖然低于補貼價，但陸上風電和光伏發電也已基本能得到有效激勵。海上風電、光熱發電、分布式光伏發電、生物質發電等在技術和監管等方面仍面臨較多挑戰，如果倉促脫離補貼納入綠電交易，可能使得相關綠電或綠證價格過高而無人問津，反而不利于其長遠發展，因此這些發電項目暫未能成為綠電。未來隨著相關技術不斷成熟、發電成本逐漸下降，在條件成熟時這幾類發電項目也完全有可能納入綠電交易。

水電情況則有不同。我國水電發展起步早、規模大。在2017年啟動綠證交易時，全國風電和太陽能發電裝機分別約為1.6億和1.3億千瓦，而水電裝機則達到3.4億千瓦。如果水電也成為綠電，市場能否消納如此大規模綠電尚存在疑問。未來隨著綠電需求量不斷擴充，當市場具備足夠消納能力時，水電也完全可能納入綠電市場。

《21世紀》：綠電交易呈現省內活躍、省間冷清現象，目前省內與省間綠電交易的比例約為3∶1。為何跨省綠電交易會出現這一現象？跨省跨區交易需求該如何滿足？

周景彤：跨省交易存在壁壘、交易量偏低，不僅是綠電，而且也是整個電力市場存在的普遍現象。主要原因一是跨省電力市場交易機制有待完善。目前，跨省區電力市場交易的實踐中，售電公司和電力用戶參與的情況比較少見。跨省區電力市場大部分采取“網對網”的掛牌交易方式，交易電量、電價均提前確定，作為市場主體的發用兩側無法直接參與。二是部分地方仍存在對跨省電力輸出的過度干預。各省（區、市）是落實電力供應安全的責任主體，由于近年來出現一些電力緊張現象，部分省份對電力跨省輸出態度較為保守。三是跨省電力市場統一市場體系建設有待完善。目前，我國已經建成北京、廣州兩家跨省電力交易平臺和31家省級電力交易平臺，省間、省內中長期交易機制基本建立。但各省級市場模式和規則差異較大，跨省區和省內兩級交易平臺的耦合銜接、協同運作有待加強。

2022年1月，國家發改委、國家能源局下發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出到2025年全國統一電力市場體系初步建成。2022年4月,《中共中央國務院關于加快建設全國統一大市場的意見》發布，提出“健全多層次統一電力市場體系，研究推動適時組建全國電力交易中心”。這都為綠電交易大市場的形成奠定了政策基礎。

實現綠電跨省交易具有很強的現實必要性。我國風電、光電多分布在三北地區，水電主要分布在西南地區，而用電則集中在東部沿海地區。電力供需在地理分布的錯位要求綠電能夠實現跨區域轉移，否則發展綠電的價值將大打折扣。另外，風電、光電等具有很強的間歇性，對電網沖擊較大，為此應在更大區域內實現不同地區可再生電力之間的削峰填谷，進一步提升電網的穩定性。

為促進綠電跨省交易，未來可從以下方面采取措施。第一，強化頂層設計，建立完善包含跨省區電力市場在內的統一市場體系。研究完善跨省區電力交易平臺和省級交易平臺之間的協調機制，保障跨省區電力市場交易與省內市場交易的合理銜接。研究完善跨省區電力市場中長期交易與現貨交易協調機制、跨省區電力市場交易與電網運營的協調機制。第二，堅持市場在資源配置中起決定性作用，更好發揮政府作用，避免政府過多干預電力市場運行。著力構建科學合理的市場交易和電價形成機制，確保跨省區電力交易按照市場規則有序開展。進一步放開電力用戶、售電公司等市場主體參與跨省區電力市場交易限制，消除省域間的市場壁壘。

注：轉自21世紀經濟報，有改動。