据悉，近期国家发改委、能源局批准两网报送的绿色电力交易试点工作方案，目的在于通过体制机制创新，为市场主体提供绿电交易服务，全面反映绿色电力的环境价值，通过电力供给侧结构性改革引导全社会形成主动消费绿电的共识。绿电交易市场的建立，一方面充分体现新能源电力的绿色低碳价值，推动以新能源为主体的新型电力系统的构建；另一方面为企业获得绿色电力提供了普惠性的渠道，能降低消费侧电力间接排放，为企业降低碳市场履约成本和应对国际碳关税提供了可行路径。实现绿电的零碳特性在碳市场得到认可，使绿电交易市场以及“证电合一”的绿证成为“电-碳”两个市场联动的重要环节，从而支撑电力市场高质量发展和“双碳”目标的实现。

1、方案主要内容

方案在电力中长期市场机制框架内，在市场主体、交易机制、政策衔接等方面取得了较多实质性突破，根据与相关专家交流，主要内容可总结为以下几条：

1.绿电产品类别。绿色电力交易特指绿色电力的电力中长期交易，产品主要为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。

2. 市场主体。参与绿电交易的市场主体需经地方政府主管部门准入，主要包括电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司。初期，售电方优先组织平价风电和光伏发电企业，平价新能源装机规模有限的省份可由本省电网企业通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿电，或由部分带补贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再领取补贴。随着新能源发展及绿电市场不断成熟，可根据国家有关规定动态调整发电侧入市范围。初期电力用户主要选取具有绿电消费需求的用电企业。后续范围可逐步扩大，并且逐步引导电动汽车、储能等新兴市场主体参与绿电交易。

3.建立了多样的绿色电力交易机制。一是通过电力直接交易方式购买绿电产品：初期主要面向省内市场，由电力用户（含售电公司）与发电企业等市场主体直接参与，通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式达成交易。二是向电网企业购买绿电产品，电力用户向电网企业购买其保障收购的绿电，省级电网企业、电力用户可以以集中竞价、挂牌交易等方式进行，省级电网公司也可统一开展省间市场化交易再出售给省内电力用户。

4.价格形成机制。对于电力直接交易方式购买的绿电产品，交易价格由发电企业与电力用户通过双边协商、集中撮合等方式形成。对于向电网企业购买的绿电产品，以挂牌、集中竞价等方式形成交易价格。试点交易初期，按照平稳起步的原则，可参考绿电供需情况合理设置交易价格上、下限，待市场成熟后逐步取消。

5.确定了附加收益（交易价格高于核定上网价格的收益）的归属。完全市场化绿电产生的附加收益归发电企业；向电网企业购买且享有补贴的绿电，产生的附加收益用于对冲政府补贴，发电企业如自愿退出补贴参与绿电交易，产生的附加收益归发电企业；其他保障上网的绿电，产生的附加收益专款用于新型电力系统建设工作。

6.优先进行交易组织、交易执行和交易结算。绿电交易初期以年度（多月）为周期组织开展。鼓励市场主体间签订多年交易合同。积极研究建立在建风电、光伏项目参与绿电交易机制，鼓励电力用户与在建发电企业签订5-10年的长期购电协议，建立促进绿电发展的长效机制。交易电量在非现货试点地区，由电力调度机构予以优先安排，保证交易结果的优先执行；在现货试点地区，为市场主体提供优先出清履约的市场机制。绿电交易优先于其他优先发电计划和市场化交易结算。

7.提出了绿电市场与其他相关政策及市场机制衔接的原则。在与其他中长期交易合同衔接方面，非绿电交易合同的电力用户可以通过市场化方式对原合同进行调整或转让；在电力曲线分解方面与其他中长期交易、现货交易相互衔接，绿电交易优先执行和结算。绿电交易电量与可再生能源消纳责任权重政策衔接，激励广大市场主体积极参与绿电交易。绿电交易与碳交易机制衔接，避免电力用户在电力市场与碳市场重复支付环境费用。

8.在与绿证衔接方面，绿电交易中提出了“证电合一”的方式。绿电交易用以满足电力用户购买、消费绿电需求，并提供相应的绿色电力消费认证。建立全国统一的绿证制度，国家能源局组织国家可再生能源信息管理中心，根据绿电交易试点需要，向北京电力交易中心、广州电力交易中心批量核发绿证，电力交易中心依据绿电交易结算结果将绿证分配至电力用户。

2、方案发布的重要意义及绿电交易潜力预测

（一）重要意义

绿电交易试点加快，有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制的形成，推动构建以新能源为主体的新型电力系统。其意义主要包括以下方面：

1.探索通过市场手段促进新能源消纳。新型电力系统中，新能源要真正成为主体能源，其电量占比要达到50%，而装机容量更要占总装机的大部分，可再生能源消纳责任权重机制无法长期支撑新能源的更大规模增长，用市场机制促进其高效消纳才是长远之道，也是未来实现新型电力系统电力平衡的基础，也只有这样才符合“公平、开放、有序、竞争”的电力市场改革方向，真正建立具有全局资源优化配置能力的电力市场。此次绿电交易试点在两网同时正式推出，对一些存在争议的问题提出了有建设性的原则，基本符合各方利益，在新能源电力市场化道路上迈出了重要一步。

2.有利于促进“碳-电”两个市场联动，有效提升绿电消纳规模和价格水平。在全国碳市场环境以及国外碳关税压力下，跨国公司、外向型企业、控排企业有较强的采购绿电降低企业碳排放的诉求。方案适时提出建立绿电交易市场，并且提出与碳市场衔接，避免电力用户在电力市场与碳市场重复支付环境费用的原则，为消费绿电降低用电企业排放创造了政策条件。如果绿电交易结果获得碳市场认可，对控排企业而言降低了碳市场履约成本，也为外向型企业降低了被征收碳税的风险，从而提升了绿电需求，推动新能源电力在绿电市场产生溢价效益。从而建立碳、电两个市场联动的桥梁，促进新能源电力消纳规模和投资意愿。6月22日，2021年度广东可再生能源电力交易正式启动，当天共有4家可再生能源发电企业和7家售电公司参与首日交易，成交电量1048万千瓦时，成交价差1.878分/千瓦时，相比于标杆上网电价，可再生能源发电企业度电增收近2分。这是绿电参与市场化交易首次溢价成交，也为未来绿电交易提供了有效参考。

3.提出了“证电合一”的绿证发放方式。不同于以往“证电分离”的绿证发放，方案中绿电交易合同电量实现了绿证发放的“证随量走”，绿证发放机构仍为国家可再生能源信息管理中心，但绿证代表的环境价值已经并轨到绿电交易的附加电价中，绿证仅成为一种证明，而不是交易的商品。此种“证电合一”的交易模式实现了绿电交易合同和绿色电力证书的一致，保障了用户绿电产品所有权的清晰和唯一性，从而通过绿电市场同时解决了希望获得绿电的企业无电可买、无证可领、无标可依的困境。

4.为解决新能源补贴和新型电力系统基础设施建设资金提供了新的补充手段。初期，绿电交易市场设置价格上下限，同时可再生能源消纳责任权重政策的保驾护航，促进新能源在绿电市场产生溢价（附加收益）的意图明显。方案明确电网企业购买的绿电也可进入绿电交易市场，产生的附加收益用于对冲政府补贴或专款用于新型电力系统建设；也鼓励发电企业自愿退出补贴，通过绿电市场的附加收益替代难以兑现的国家补贴或者销路不畅的“证电分离”绿证。

（二）绿电交易溢价水平和总潜力预测

电力生产带来的碳排放占总能源消费排放的40%以上，随着全国碳交易市场启动，预计未来碳排放约束将日益强化。一方面在电力消费侧，企业均在寻求降低电力消费带来的间接排放；而另一方面在发电侧，电力市场改革逐步深入之际，新能源企业也在寻求绿色属性变现渠道。

碳市场中，按照减排碳资产（CCER）开发的额外性要求和总体抵消限制，通过CCER对新能源绿色价值进行普遍支持可能不太现实（详见：关于碳交易市场促进新型电力系统发展的冷思考），但如果在消费侧认可绿电的零碳效果，新能源环境价值可通过绿电采购，在企业碳负债侧（实际排放）进行体现，从而激发消费侧对新能源电力的购买需求，促进新能源电力溢价。参考全国碳交易市场当前价格，相当于每kWh绿电带来的减碳价值约0.04元/kWh（按照每kWh火电排放800g二氧化碳粗略测算），只要绿电溢价低于0.04元/kWh，采购绿电相对于在市场上购买碳资产更加便宜，企业会选择购买绿电的方式减碳。在一个相对稳定透明的市场环境中，通过电力市场和碳市场的充分联动，绿电溢价将向碳价趋近。

按照溢价4分/kWh（考虑2030年碳价80元/吨情况下，62.5%的成本向电力市场传导，对应4分/kWh），2030年绿电交易电量规模按照12000亿千瓦时（约占当年新能源电量50%）测算，在绿电交易市场上附加收益接近500亿元。

3、对于一些关键问题的探讨

绿电交易试点政策的发布，标志着绿电交易迈出了重要的一步，新能源参与电力市场和碳市场的模式也将发生重大变化，但是仍有很长的一段路要走，至少以下问题值得讨论和完善：

（一）促进绿电零碳效果在碳市场得到认可

绿电交易产生的附加收益主要来源于购买者对绿色价值的认可，而当前对该部分价值的量化体现，主要在于全国碳市场或国外碳关税对绿电的零碳特性是否认可。然而在我国购买绿电是否能在消费侧作为零碳的依据，当前仍缺乏官方依据文件及核算方法，是否被国外广泛认可也存在问题。在“电-碳”两个市场没有互认机制的情况下，能够接受绿电溢价交易的企业数量将很少，尤其用户一般主观认为电力交易市场是一个打折降价的市场，短期很难接受溢价去购买绿电。

建议推动生态环境部门与能源主管部门政策联动，实现绿电减排效果在碳市场得到认可。未来在进行用户侧电力排放核算时，企业提供绿电采购证明，可认定对应电力排放为零，这是通过碳价传导提升绿电购买意愿，实现绿电附加收益的前提。

（二）与可再生能源电力消纳责任权重的衔接

可再生能源电力消纳责任权重（配额制）为促进各地区消纳可再生能源做出了很大贡献，但在另一方面也阻碍了可再生能源的跨省跨区交易，因为为完成配额制目标，很多省份将出现 “惜售”绿电现象。而我国整体新能源分布不均衡，没有跨省跨区交易将不利于新能源的全局优化发展。

促进绿电交易市场的发展，需要处理好与配额制之间的矛盾。配额制的初衷在于通过行政手段解决新能源消纳难的问题，但并非是资源配置的最优方式。如果放松配额制，在绿电市场充分竞争的条件下，呈现出外省市积极抢购绿电，将是一种双赢的局面：不但能够调动全国需求来提高新能源消纳比例，同时绿电溢价的充分体现能够提升送出省份企业的收益水平。两相权衡，建议在绿电市场不断发展的过程中，考虑逐步放松配额制的地区考核，以保证全局资源最优化。随着新能源占比更大规模增长以及电力市场进一步推进，通过配额制消纳新能源将逐步过渡到以市场机制为主。

（三）在绿色价值体现方面是“证电合一”还是“证电分离”？

绿电交易市场实现了交易电量的“证电合一”，但未参与交易的新能源电量估计将沿用“证电分离”的绿证发放方式。针对两种方式的优劣一直存在争论，这是一个见仁见智的问题，我们认为“证电合一”比较符合我国电力市场和碳市场发展实际：

1.“证电合一”更接近本质减排的要求，也符合电力系统运行特性

我国绿证机制的建立，主要是弥补国家可再生能源补贴发放不足的问题，初期规定仅进入国家电价补贴目录的项目才能出售绿证，而相应的电量不再享受国补，导致价格水平与国补强度直接挂钩，绿证价格普遍偏高，个人、用电企业采购积极性很低，社会整体认可度不高。同时，只购买绿证只是一种指标对冲方式，不改变终端能源排放的本质，从而“证电分离”难以作为终端消费侧减排的依据。

绿电交易市场上实现“证电合一”，虽然绿电购买者是否真正获得售电方的电力流难以证明，但将双方合同电量视作未发生交易情况下的增量，购电方视作获得售电方所出售电力是合理的（叠加原理）。同时绿电交易结果进入电力系统运行校核，能综合考虑电网输送能力等约束，符合物理规律，也使绿色价值流动与电量流动合理绑定，在碳市场中更容易被认定为零排放。绿色价值流和电力流一致，也可使区域减排目标与新能源电力消纳目标相一致，如东部地区为了更多获得西北地区绿色电力价值，就需要促进特高压输电工程的建设，真正使新能源电量输送至东部地区，绿色价值驱动成为促进新型电力系统建设、促进新能源跨区跨省消纳的动力。

2.“证电合一”能有效推动新能源进入电力市场交易。

5月份，国家发改委、能源局印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，提出稳妥有序推动新能源参与电力市场，结合新能源更大规模发展的预期，新能源参与电力市场已是大势所趋。但是，由于当前配额制下大部分新能源仍依靠“保量保价”获得收益，所以没有动力参与电力市场去迎接竞争风险。建立“证电合一”的机制，将绿色价值和电量价值并轨到绿电交易市场统一体现，能激发新能源企业进入市场的积极性，为新型电力系统下完整的电力市场打下良好基础。如果当前配额制加上“证电分离”绿证同时存在，将削弱“证电合一”促进新能源进入绿电市场的动力，所以建议绿证发放逐步过渡到在绿电市场以“证电合一”的方式实现更具全局意义，也符合“建立全国统一的绿证制度”的要求。

原标题：绿电交易来了！新能源绿色附加收益将凸显