我国绿色电力市场建设实践及有关思考

BPX

北京电力交易中心庞博2023年3月

目录 CONTENTS

我国绿色电力市场建设实践

关于绿色电力市场关键问题的思考

1 我国绿色电力市场建设实践

1.1 绿色电力市场建设背景

2020年9月，习近平总书记在第75届联合国大会上向国际社会宣示了中国“碳达峰、碳中和”目标，彰显了我国坚定走绿色低碳发展道路的信心和决心，同时也为我国能源清洁低碳转型指明了方向。

2022年10月，党的二十大报告提出，要加快发展方式绿色转型，推动经济社会发展绿色化、低碳化，倡导绿色消费，推动形成绿色低碳的生产方式和生活方式。

电力市场建设应统筹考虑“安全、绿色、经济”三方面要素。

绿色电力市场是体现电力的绿色环境价值，帮助新能源企业投资发展，满足用户侧绿色电力消费需求、为（外向型）企业提供绿色消费凭证的主要电力市场机制。

绿色电力市场的建设是电力市场领域为推动“双碳”目标实现、构建新型能源体系，提出的系统性解决方案。

1.1 绿色电力市场建设背景

在传统电力市场的基础上，以绿电交易作为主要手段、绿证交易作为补充措施，建立绿色电力市场机制，构成全面反映绿色电力的电能价值和环境价值的市场机制体系。

2019年5月

国家发改委、能源局发布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重

2021年4月底

国家电网深度调研绿色交易供需情况，起草《绿色电力交易试点工作方案》(初稿）

2022年1月

国务院关于印发《“十四五”节能减排综合工作方案》提出，新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核。

北京电力交易中心有限公司文件

2022年9月

国家发展改革委、国家能源局印发了《关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》，推动电力交易机构开展绿证交易

2021年8月28日

国家发展改革委、国家能源局正式批复《绿色电力交易试点工作方案》

2022年5月23日

经向国家发展改革委、国家能源局报备，印发《绿色电力交易实施细则》

1.2 创新绿色电力交易机制

2021年，在国家发改委、国家能源局的指导下，创新设计了我国首个绿色电力交易品种，于9月7日试点实施，通过机制创新引导全社会主动消费绿色电力，助力能源绿色转型。

口绿电供给侧方面，通过建立市场化的收益激励机制全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，有力促进新能源项目的发展和消纳。

口绿电需求侧方面，为电力用户购买绿色电力、实现产品零碳需求提供便捷可行的购买途径，有效满足用户的绿电消费需求。

市场机制方面，进一步完善了我国电力市场体系，实现绿色电力供需的有效对接，发挥市场配置资源的决定性作用，促进能源转型和新型电力系统建设的一项重大机制创新。

绿电交易开展情况

自2021年9月绿色电力交易试点启动以来，截至2022年年底，全国累计绿色电力交易电量518.66亿千瓦时，其中，国网经营区448.86亿千瓦时。宁夏交易电量最大，达31.66亿千瓦时。

绿电交易成交电价普遍高于当地中长期市场均价，溢价幅度为20.53-105.52元/兆瓦时。宁夏、福建、重庆、天津、上海、浙江、江西七省成交价格均高于当地燃煤基准价上浮20%后的水平。

图：全国绿电交易情况

图：各省绿电交易环境溢价情况

1.3 完善绿证交易机制

2022年9月，国家发改委、国家能源局印发《关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》（发改办体改〔2022〕797号），进一步完善了绿证交易机制。

推动绿证反映和体现绿色电力环境价值，促进绿电、绿证交易有效衔接

在绿电交易的引领下，通过核发平价绿证，推动绿证由过去主要体现补贴权益，转向体现绿色电力环境价值。绿证价值的转变，有效促进了绿电、绿证交易衔接，并为我国绿证制度与国际接轨、获得国际认可奠定了基础。

推动电力交易机构开展绿证交易，充分发挥平台型优势，促进扩大交易规模

✓电力交易平台汇聚全部市场主体，开展绿证交易，具有天然的引流效应；另外，广大市场主体无需重复注册即可购买绿证，可以获得便捷、高效的交易体验。

✓电力交易平台贯通绿色电力生产、证书交易、划转、结算等全业务环节，沉淀全流程数据，可为市场主体提供一站式绿证交易服务体验，并实现全链条可信溯源认证。

✓电力交易平台同步为市场主体提供绿电、绿证交易服务，打造“不用东奔西走，交易平台都有”的绿色电力消费体验，极大提升参与绿电市场的便捷度和获得感。

绿证交易开展情况

自2022年9月北京电力交易中心开展绿证交易以来，截至2022年底，绿证交易平台共收到有效双边交易意向211笔，交易绿证145.43万张，交易均价28.10元/张。江苏绿证交易量最大，达到76.38万张，占总量52.52%。重庆绿证交易价格最高，达到41元/张。

从售方看，国网经营区内，黑龙江、吉林为绿证主要售卖省份，两省交易量占绿证总交易量的75%。

从购方看，国网经营区内，江苏、新疆为绿证主要购买省份，两省交易量占绿证总交易量的74%。

分行业看，售电公司绿证成交量最大，占绿证总成交量的46.56%，交易均价29.30元/张；制造企业成交量占比44.96%，交易均价27.50元/张；有色金属加工业绿证成交价格最高，达到35.00元/张。

图：各行业绿证购买量价情况

图：绿证售出省份分部情况

1.4 国家相继出台推动绿色电力市场建设相关政策

去年下半年以来，国家又相继出台多项政策文件，进一步促进绿色电力消费，提高市场供给能力，旨在推动绿电、绿证交易规模持续扩大。

口 2022年8月，国家发展改革委等部门印发了《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（发改运行〔2022〕1258号），明确以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证激励用户侧主动消费绿电。

口 2022年9月，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》(发改办体改〔2022〕1821号)，鼓励各类用户自愿消费绿色电力，要求中央企业和地方国有企业、高耗能企业、地方机关和事业单位承担绿色电力消费社会责任，进一步提升绿电消费比例。

口 2023年2月，国家发展改革委、财政部、国家能源局印发了《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》(发改办体改〔2023〕75号)，可再生能源项目（含有补贴项目、平价上网项目）将全部参与绿色电力市场化交易，明确带补贴绿电项目参与绿电交易的交易方式及相关补贴利益分配机制，进一步扩大绿电供给能力。

2关于绿色电力市场关键问题的思考

从绿色电力市场推进的实践看，虽然已经取得了积极的进展，市场主体和社会对此都给予了高度关注，国家也在不断出台政策进行支持和鼓励。但由于新能源发展时期、发展方式、电源类型等不同，用户侧对绿色电力消费理解也未达成共识，绿色电力市场建设运营也暴露了一些问题亟待解决。

□绿色电力需求尚未激发

□绿电电力供给能力不足

□绿色价值认识还不统一

□绿电绿证交易需要协同

□绿电交易与新能源入市待衔接

绿色电力市场与碳市场待衔接

2.1 绿色电力需求尚未激发

从需求侧来看，用户侧绿色消费的积极性未能得到充分激发。目前，国网经营区内新能源装机容量占比高达32.0%，新能源发电量占比达15.0%，而绿电交易成交电量仅占市场化总交易电量的1.1%，仅占工商业售电量的0.3%。具体原因为：

可再生能源消纳保障机制对市场主体的约束力弱。消纳责任权重设置较为宽松，大部分省无需将配额严格分配至市场主体，主要通过电网企业统一采购完成考核，消纳责任难以落实到绿电消费主体。

绿色电力消费应用场景缺失。当前，我国绿电绿证相关制度与与可再生能源消纳保障机制、能耗双控、碳市场等政策缺乏互认、衔接机制，导致绿色电力及绿证的应用场景不足，影响企业购买积极性。

2.1 绿色电力需求尚未激发

2.2 绿色电力供给能力不足

2.3 绿色价值认识还不统一

各类绿电市场化机制缺乏顶层设计，涉及绿电的市场化机制很多，如绿电交易、绿证交易、新能源专场交易等，各类绿电和绿证交易行为并行，绿色环境价值难以定义，甚至可能导致重复计算。

✓ 绿证交易价格：最初绿证市场价值设计主要体现国家对新能源的补贴价值，目前需要将绿证市场化价格目标逐步转化为体现绿色电力的环境价值，机制方面需要进一步衔接。

✓ 可再生能源消纳责任权重：最初责任责任权重主要按照消纳量进行统计，目前需要转换为以绿证作为可再生能源消费的基本凭证，政策方面需要进一步协调。

绿色价值如何衡量缺乏统一认识，简单地将环境价值用绿电交易价格与燃煤基准价或与其他电源市场交易均价简单相减并不科学，绿色环境价值的认识需要进一步统一。

\frac{3}{2} \geq \frac{3}{4} \geq \frac{3}{2} \geq \frac{3}{2} \geq \frac{3}{2} ∣ E ∣ \geq \frac{3}{2} ∣ H ∣ H ∣ x \equiv \frac{3}{2} \sum_{ℓ} : \pm 15 \equiv {π / \equiv 1/Ξ = [Ξ/Ξ + Λ/ \equiv 1/Ξ]} 55 \times 55 \times 15 = 5 \times 155 \times 55 \times 55 \times 55 iii E i HHE = \frac{ℓ \equiv ℓ \equiv ℓ H ℓ H ℓ Ξ}{ℓ \equiv ℓ H ℓ H ℓ Ξ} - EHHHH ℓ \equiv ℓ H ℓ H ?

绿证市场化交易未能覆盖各类可再生能源，当前绿电市场化机制没有实现海上风电、分布式光伏发电、分散式风电、水电、生物质、光热等全覆盖。

2.3 绿色价值认识还不统一

2.4 绿电绿证交易需要协同

绿电、绿证交易是促进可再生能源发展、推动能源消费清洁低碳转型的重要抓手。因此，无论“证电合一的绿电交易，还是“证电分离”的绿证交易，都只是用户获得可再生能源消费凭证、新能源企业获得绿色环境价值的手段。需要通过对绿电、绿证交易的协同组织，促进两个市场绿色环境权益价格趋同，实现良性发展。

2.5 绿电交易与新能源入市待衔接

新能源市场化放开路径不清晰。各地采取了不同的市场化方式引导新能源入市，促进新能源的消纳。

新能源既可以参加绿电交易，又参与常规市场化交易，亟需加强多种交易品种间的衔接机制。

2.5 绿电交易与新能源入市待衔接

保障性收购

● 作为优发电源被电网保障性收购的项目，根据居民、农业等优购用户的用电需要，确定保障性收购规模。

环境权益转移至优购用户。

绿色电力市场化交易

● 通过自愿参与年度、月度等不同周期尺度的绿电交易，或签订可再生能源PPA等方式，同步兑现新能源的电能量价值与环境价值

● 环境权益，随电能量同步转移至用户主体。

常规电能量市场化交易

● 参与现货市场等常规电能量市场化交易的项目，通过与其他发电主体同台竞价，实现其电能量价格，并由发电企业获得对应绿证

● 通过绿证交易，兑现相应电量的环境权益价值。

绿证的唯一性

绿证的可追溯性

2.6 绿色电力市场与碳市场待衔接

目前，我国已经建立了绿电交易、绿证交易和碳市场等机制，各市场间相互关联影响，但缺乏有机衔接，尚未形成标准统一、信息共享的绿色电力消费认证体系。

绿色消费互认体系尚未形成：目前，碳市场核算体系对企业绿电消费尚未做精细化考虑，绿电绿证抵扣碳排放量的方式尚未明确。如果用户购买的绿电不能直接体现到碳排放核算中，将会影响用户购买绿电的积极性。未来随着钢铁、水泥、石化等高耗能产业纳入碳市场，建立绿色消费互认体系的呼声将更加强烈，也可以更好的促进绿电绿证市场的发展。

两个市场数据联通共享、数据溯源技术有待加强：电力市场相关数据均已实现实时采集、传输、共享，在绿电交易方面也采用了区块链技术实现绿电交易可划转、可追溯；但碳市场相关数据主要通过事后计算获得，尚未与电力市场数据实现有效交互；同时，绿色电力凭证的核发溯源要准确计量和结算发、用两侧的相关数据，需要进一步建立完善计量、结算、认证体系，加快发展区块链等溯源认证技术，支撑电-碳市场数据联通。

企业绿色消费的认证和获取方式存在不同要求。出口型企业在国际上进行绿色能源消费认证、抵扣碳排放时，有些需要提供绿电交易合同、有些需要以I-REC等国际绿证作为凭证、有些则承认国内的绿证。

2.6 绿色电力市场与碳市场待衔接

口做好绿电与碳市场在数据信息、信用信息及监管监控信息方面的信息联通。

构建电碳分析模型，利用电力市场数据支撑主要高耗能行业的碳排放监测、核算等工作；

两个市场信用体系互认，如碳市场履约情况可作为电力市场主体信用的评价项；

联通两个市场的市场力监控信息。电力市场和碳市场中具备市场力的主体一般具有一致性

口在碳市场中，需重点处理好电力间接排放的计算问题。应及时调整电网排放因子的计算方法，根据绿证核发和销售情况及时调整、更新各级电网的平均排放因子。

口在CCER市场中，需重点处理好绿证与CCER的转化关系。控排企业可持具备转化条件的绿证在CCER的管理机构进行登记，CCER的管理机构在与绿证管理机构完成相应绿证的核销后再将对应的减排量赋予控排企业。

我国绿色电力市场建设实践及有关思考