评 | 推动中国低碳电力市场设计实现碳中和新里程碑

中国绿色电力交易试点正式启动

2021年9月7日，中国正式启动绿色电力交易试点。绿电交易是中国能源领域低碳转型迈出的重要一步，也是中国实现碳中和目标的一个里程碑。据报道，绿色电力交易启动当日共有250余家国内和国际市场主体参与交易。最终达成交易绿电量逾79亿千瓦时，占2020年中国风电、光伏总发电量的1%以上。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者:）

我国绿色电力市场化交易的组织形式如下：交易主要以风电、光伏等绿色电力产品为标的物，而且大多在电力中长期市场交易机制内开展（月度或年度合同）。在现阶段，绿电交易市场涵盖了我国上网电价机制下已经有资格获得保障性收购的可再生电力输出。该机制对各省每月保证电网保障性购买的风电和太阳能电力输出的最大运行时间有严格的限制。如果消费者对这些绿电的需求较高，导致由上网电价和保障性购买小时数已经覆盖的所有电力完全被消纳，那么电力消费者就可以考虑从补贴项目和电网保障性收购电力中购买绿电。根据绿电来源于市场化部分还是电网保障性收购部分，绿电交易获得的收益资金将补偿给不同的实体。根据绿电交易实施方案，绿电将被优先考虑用于电力市场交易和调度。

国际视角下的绿电交易机制

绿色电力交易在北美和欧洲都是电力市场的重要组成部分。这些地区的绿电交易机制与中国有所区别，并且不同国家和地区之间采取的做法也是大相径庭。在美国，由于没有国家层面的可再生能源目标，加之缺乏相应的对于国家电力批发市场的监管，导致美国形成了分散的绿色电力自愿购买系统，通过长期购电协议（合约期通常为20年或30年）和短期的可再生能源证书（REC）交易实现。在美国和加拿大，参与绿色电力交易的公司购买绿电的初衷往往各不相同。这些公司参与绿电交易主要原因包括：对冲电价上涨、锁定较低价格的可再生能源、向消费者宣传企业践行100%可再生能源采购等。由于过去十年中风、光等可再生能源的成本迅速下降，相比于传统化石能源，大多数可再生能源电力在交易时不存在溢价。

欧盟国家绿证正式名称为来源担保证书（GO，guarantee of origin，亦译为原产地担保证书)，其市场发展脉络与北美不尽相同。2009年，欧盟在其第一份欧盟可再生能源指令中引进了来源担保证书。所有欧盟境内的电力项目每发一兆瓦时的电量，就可以获得一份来源担保证书。所有来源担保证书都必须包含对应发电项目的相关信息，包括：发电项目所在地、是否获得投资支持、是否在国家补贴计划下运行、证书发布日期和国家，以及设施投运日期。包括核能及化石燃料在内的所有类型的能源均可获得有关部门签发的来源担保证书。来源担保证书系统是自愿的。欧盟推出来源担保证书的初衷仅仅是为了向终端电力消费者证明特定数量的电量源自可再生能源，而不是为了支持成员国实现各自的可再生能源发展目标。不同于美国和加拿大的大多数绿色电力涵盖风能和太阳能，欧洲水电在签发来源担保证书中所占比例最高。和美国一样，欧洲来源担保证书的价格相当低，只有0.5欧元/兆瓦时（2020年水平）。

欧洲和美国的绿色电力市场与中国的绿电交易之间最重要的区别或许是在绿色能源的调度方面。在国外大多数电力批发市场，风电和光伏的边际生产成本最低，因此除了电网输电容量不足的罕见情况，在正常情况下风、光几乎能够在化石燃料发电之前获得优先调度。在中国，电力调度横跨不同的时间范围和地理区域，风电和光伏电力生产商被允许在行政规定的保障运行小时数内优先被调度。如前文所述，中国的绿色电力交易目前是风电和光伏发电商在这些行政保障之外销售其生产电力的一种方式。

随着未来更多的省份参与到电力现货市场、现货市场电能交易量的增长，以及可再生能源上网电价补贴的减少，上文所述情况可能会在未来几年发生变化。由于风电和光伏电力经济性的提升，这或许会导致绿电交易的价格显著低于目前的价格。此外，随着政策制定者制定更多的长期目标，类似于国外市场为期数十年的长期购电协议或将变得可行。

中国的绿电交易市场刚刚启动，尽管还在试运行阶段，但一些国际专家认为这是中国目前已经在推行的电力市场改革进程的重要一步。

国际能源署（IEA）可再生能源并网与电力安全部门主任埃尔南德斯（Alejandro Hernandez）表示：“中国启动了绿色电力交易的消息令人鼓舞，这对正在进行的电力市场改革至关重要。”

Energy Transition Catalytics公司电力市场专家穆勒（Simon Mueller）强调了中国启动绿电交易的重要性。“对于中国，推进可再生能源的市场交易可能充满挑战，但同时对于中国电力系统转型具有重要意义，其中非常关键的一点是要确保投资确定性和系统的高效运行。”穆勒说。

绿电交易未来的挑战和机遇

根据国家发展与改革委员会发布的数据，试点启动以来，绿电交易价格比大多数中长期以煤电为主的双边购电协议高0.03～0.05元/千瓦时。以北京煤电上网电价0.37元/千瓦时为例，这意味着绿电交易价格比煤电价格高出8%～13%，即存在绿色溢价。在初始阶段，市场设计中优先考虑市场的稳定运行是无可厚非的。未来在市场中，由于中国风电和光伏已经在许多地方实现平价上网，绿色溢价很可能会在以后逐渐下降直至消失。

近期中国部分地区出现拉闸限电的问题，部分原因在于煤炭供应不足。针对上述问题，政策制定者和行业专家正在全力寻找保障能源供应安全的举措。考虑到全球煤炭、石油和天然气价格高企，绿电交易可以并应该成为中国能源供应保障战略的有效手段之一。10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%。这不仅使可再生能源发电更具竞争力，同时也彰显了可再生能源电力合同的对冲价值，即上述8%～13%的现阶段绿色溢价等同于相对近期煤电价格的一个“折扣”。

协调绿电交易机制与其他各种绿电相关政策工具对中国来说是个挑战。上述绿电相关政策工具主要包括可再生能源证书和可再生能源消纳责任权重。举例来说，刚启动的绿色电力交易采用“证电合一”（可再生能源证书与所交易的电力捆绑在一起）的方式，而未参与绿电市场交易的风、光发电量则与绿色证书并无捆绑关系，即“证电分离”；此外，可再生能源消纳责任权重对中国每个省份的可再生能源消纳目标作出了强制性要求，这可能会对跨省区绿电交易规模的扩大形成一定阻碍。

尽管面临这些挑战，但绿电市场化交易对中国正在进行的电力系统改革来说仍然是一个里程碑。随着中国电力市场的不断发展，以实现国家能源、经济和环境发展目标，与市场经验和相关的国际交流与合作将为中国的政策制定者和利益相关者提供更多思路和参考价值。我们坚信，绿色电力交易有助于扩大可再生能源的市场消纳，从而能够使中国更迅速地实现能源系统的低碳转型，助力中国实现2060年碳中和目标。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年10期，作者侯安德系德国国际合作机构（GIZ）中德能源转型研究项目主任，作者李想系北京大学能源研究院副研究员