中国储能网讯：截至2023年7月12日，南方区域绿电交易电量累计超过100亿千瓦时，相当于节约标煤约300万吨，减少二氧化碳排放约700万吨。

  中国电力企业联合会数据显示，2022年全国绿色电力省内交易量为227.8亿千瓦时，约是2021年省内绿电交易量的36倍。

  绿电交易试点启动后不到两年里，绿电供给不断增加，一方面稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，另一方面部分地方已经允许分布式光伏发电入场。当前，国家层面正在酝酿相关规则征求意见稿，海上风电等可再生能源也有望在2023年参与其中。

  但随着电力供需形势变化，对标燃煤电价的绿电环境溢价标准，引发业内广泛讨论。绿电交易规模的不断扩大，也将使其与现货市场等的衔接问题进一步浮出水面。

南方区域绿电交易破百亿度

  广州电力交易中心数据显示，2023年1-6月，南方区域绿电交易电量56.7亿千瓦时，同比增长120%，提前完成2023年全年计划。自2021年9月绿色电力交易试点启动以来，南方区域绿电交易电量已累计超过100亿千瓦时。

  据北京电力交易中心发布的数据，截至2023年5月4日，国家电网公司累计完成218笔绿电交易，绿电交易量达310亿千瓦时，突破300亿千瓦时的年度目标，同比翻一番。

  但绿电交易在电力市场交易电量中所占比例仍然不大。中国电力企业联合会数据显示，2022年全国绿色电力省内交易量为227.8亿千瓦时，仅占全国各电力交易中心累计组织完成市场交易量的0.4%。

  不少受访的电力用户呼吁，要进一步解决绿电交易的“堵点”，做大市场规模。目前堵点包括无法灵活买到绿电、绿电结算电量与交易电量差别较大、绿证用途有待扩大等。

  据了解，绿电交易在有的省区没有固定月度交易时间，在有的省区则没有月度交易，只有年内不定期灵活交易。“年度交易如果买不全，其他时间就很难补上。”上述用户建议，交易中心加强信息披露，增加绿电交易频次，固定月度交易的时间。

  广州电力交易中心相关工作人员告诉eo，2023年广东将风电光伏发电项目交易电量上限系数由0.5调至0.8，并且灵活开展年内多月交易；广西则明确风电全年利用小时数超800小时、光伏超500小时外的电量可参与绿电交易，进一步扩大了绿电供应量。

  此外，南方区域正积极推动跨省绿电交易，促进东西部绿电资源的优化配置。

  有受访的电力用户认为，当前结算电量与交易电量有一定偏差，由于在结算绿电交易电费时，会在实际发电量、实际用电量、合同电量三者中“取小”，计算环境溢价，并据此核发绿证。企业对偏差电量没有足够多的调整方法，少买的电量可以在电力市场中补足，环境权益的“偏差”却无法弥补。此外，一些用户会通过签高交易量进行虚假宣传。“建议优化绿电交易方式，满足企业购买足额绿电需求。”

  有电力交易中心相关工作人员解释，该规则可以保证用户侧买到的都是可溯源的绿电。他指出，“三者取小”主要是为了保证绿证可以顺利核发，用户侧企业反映的问题未来可以通过售电公司解决。“售电公司将发挥‘蓄水池’作用，在用户间进行调剂，2023年在修编相关规则时也可能增加事后转让方面的规定。”

  此外，多位受访者呼吁，绿电交易机制与可再生能源电力消纳保障机制、能耗“双控”、碳市场等的衔接有待加强。目前绿电交易市场还是“自愿”市场。随着供给增加，可能转向“强制”市场，必须解决环境权益等数据认证及交易机制衔接问题。

环境溢价应参照什么标准？

  绿色电力价格由电能量价格和环境溢价两部分组成，环境溢价体现绿色电力的环境属性价值。

  广州电力交易中心相关人员透露，2023年1-6月南方区域绿电交易均价较煤电基准价上涨9.7分/千瓦时，基本与煤电均价持平。北京电力交易中心2023年3月披露的数据显示，2022年，绿电交易价格较各地煤电基准价平均上浮6-8分/千瓦时，绿电交易成交电价普遍高于各地中长期市场交易均价，溢价幅度为2-11分/千瓦时不等。

  据eo此前报道，2021年首批绿电试点交易的成交价格较当地电力中长期交易价格上浮3分/千瓦时—5分/千瓦时，较燃煤发电基准价大约上浮2分/千瓦时。南方区域绿电交易价格在风电、光伏上网电价基础上平均提高2.7分/千瓦时。

  前述电力交易从业人员介绍，从首批绿电试点交易开始，各地的“环境溢价”就有不同的“参照物”，有的是与当地燃煤市场化交易均价相比，有的则是对照燃煤发电基准价，还有的由买卖双方自行约定。

  情况在2022年底发生了改变。国家发展改革委、国家能源局印发的《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】821号，以下简称“821号文”）指出，绿色电力交易成交价格应在对标当地燃煤市场化交易均价基础上，进一步体现绿色电力的环境价值，在成交价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿色环境价值。

  而首批绿电交易试点启动后不久，国家发展改革委于2021年10月印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格【2021】1439号，以下简称“1439号文”），燃煤发电市场交易价格浮动范围被扩大为20%。

  多位业内人士介绍，受电力供需关系变化、煤价波动等影响，现在各省区燃煤市场化交易均价普遍有所上涨，不少省区达到或贴近20%的上限。

  前述电力交易从业人员介绍，根据821号文，环境溢价的“参照物”应为当地燃煤市场化交易均价。而目前各省统计方式仍有不同，一些省区沿用燃煤发电基准价进行计算，因为如果与燃煤市场化交易均价相比，部分省区的部分时段绿电的环境溢价出现负值。

  也有不少业内人士说，如果绿电交易价格比燃煤市场化交易均价低，那么需要衡量该省的绿电需求是否为“真需求”，买方的热情是否出于“便宜”而不是“绿色”。

  广西在《2023年广西绿色电力市场化交易实施方案》中规定，绿色电力交易的电能量价格原则上为交易标的执行当月燃煤发电企业月度交易计划加权平均价格，且环境溢价价格下限为0元。

  另有电力交易从业人员告诉eo，不少售电公司把821号文当成向终端用户加价的工具，在零售环节进行加价。

  有用户呼吁设立“绿电基准价”，理由是燃煤基准价体现的是火电成本，与绿电项目的投资及成本控制没有直接关系，如今绿电项目越来越多，已具备核定“绿电基准价”的条件。

  还有业内人士提到，2022年1月印发的《南方区域绿色电力交易规则（试行）》提出，绿色电力的环境溢价可作为绿证认购交易的价格信号，1张绿证对应1000千瓦时的结算电量，此外环境溢价也涉及未来与其他环境权益市场衔接问题，包括碳市场、用能权市场等，因此代表环境权益的环境溢价在短周期内要相对稳定，参照物也应该相对统一。

  上述人士说：“是时候进一步考虑环境溢价的计算问题了，未来还有一种思路是让市场主体自行协商约定环境溢价。”

扩容下一步

  现阶段绿电交易的供给方只纳入了平价集中式陆上风电、光伏发电项目。2023年2月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《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》（以下简称“75号文”），要求稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电绿证交易。

  电力交易从业人员透露，预计2023年绿电交易范围将扩大至海上风电和分布式光伏项目，未来还将扩大至常规水电。曾困扰绿电买家的供给不足问题将得到改善，下一步要解决“如何买”的问题。

  有业内人士认为，很多绿电交易问题还没有浮出水面的原因是交易量尚小，一旦交易规模继续扩大，将面临越来越多的问题。“比如，有的绿电受端省区也是现货试点先行省区，若送端省区不是现货试点省区，将出现衔接问题。无论省间还是省内，绿电与现货市场衔接问题都值得关注。”

  根据相关交易规则，绿电交易在所有中长期交易品种中具有优先组织、优先执行、优先结算的“三优先”特点，即用户在签署多种中长期合约的情况下，将优先执行绿电合约。

  在现货试点省区，绿电合约不与现货进行偏差结算。此外，电力现货市场采用集中竞价方式开展交易，无法实现绿电交易的“三优先”。

  上述人士认为，未来绿电与现货衔接可能的解法是，电能量部分按照中长期差价合约进行全额结算，环境溢价则在事后根据发用双方实际发用电量进行匹配认定。这种模式不但可以用于省内交易，也可以用于区域现货市场。“区域现货市场模式下，发用双方已经解耦，这是一种解法。”

  “环境溢价部分是在电能量交易框定的范围内进行交易，这是与绿证的区别。”上述人士补充解释说。

  据eo了解，广东电力交易中心将在最新版绿电交易规则中对绿电交易与现货交易衔接进行规定，近期将发布相关征求意见稿。