三問綠電交易

 

從當(dāng)下來看，綠電交易規(guī)模增長乏力的原因在于供應(yīng)受限。

 

在試點(diǎn)階段，我國參與綠電交易的主要是平價(jià)風(fēng)電和光伏。一些帶補(bǔ)貼的風(fēng)光機(jī)組如果參與綠電交易，參與交易的電量需要放棄補(bǔ)貼。選擇平價(jià)風(fēng)光項(xiàng)目電量作為綠電交易的標(biāo)的，可以保證用戶購買的綠電在國際上廣受認(rèn)可、沒有爭(zhēng)議，從而使我國的綠電消費(fèi)更有效地與國際接軌。

 

但我國新能源剛剛步入平價(jià)時(shí)代，新增平價(jià)項(xiàng)目少、規(guī)模小，影響了綠電交易的供給能力。同時(shí)資源與需求不匹配，綠電需求較大的東部地區(qū)，其本地平價(jià)新能源項(xiàng)目稀少，而資源豐富的西北和東北地區(qū)，則面臨需求不旺的局面。為了滿足用戶需求，浙江省的部分分布式新能源進(jìn)入了綠電市場(chǎng)，但由于分布式項(xiàng)目本身并未納入我國綠證核發(fā)范疇，與其交易的用戶無法取得綠色電力證書。隨著試點(diǎn)的逐漸深入，未來國家可能會(huì)將水電、生物質(zhì)等更多清潔電源納入綠電范疇。“隨著平價(jià)風(fēng)光項(xiàng)目的逐漸增長，今年年底或明年年初綠電市場(chǎng)供應(yīng)不足的情況將得到改善。”北京電力交易中心專家說。

 

從長遠(yuǎn)來看，綠電市場(chǎng)需求潛力的挖掘需要更加強(qiáng)有力的政策加持。當(dāng)前，我國綠電交易以自愿交易市場(chǎng)為主，一些用戶對(duì)于這種新的交易品種仍持觀望態(tài)度。從國際經(jīng)驗(yàn)來看，綠電市場(chǎng)的起步，往往與可再生能源配額制綁定，在配額制的主導(dǎo)下，承擔(dān)配額義務(wù)的市場(chǎng)主體均需要完成相應(yīng)的新能源消納目標(biāo)。與配額制結(jié)合的強(qiáng)制交易市場(chǎng)將進(jìn)一步激發(fā)用戶消費(fèi)綠色電力的主觀能動(dòng)性。

 

當(dāng)前，“可再生能源電力消納責(zé)任機(jī)制”已正式實(shí)施兩年多。盡管從原則上用電企業(yè)負(fù)有消納責(zé)任，但由于用戶消費(fèi)綠電的渠道非常有限，因此可再生能源消納責(zé)任權(quán)重一般通過電網(wǎng)公司保障消納完成，以省為主體進(jìn)行指標(biāo)考核，并沒有把責(zé)任權(quán)重真正分解到終端的用戶和售電公司，這不利于激發(fā)企業(yè)自主消費(fèi)綠電的積極性。最近，國家發(fā)展改革委等七部門聯(lián)合出臺(tái)《促進(jìn)綠色消費(fèi)實(shí)施方案》，其中提出“建立綠色電力交易與可再生能源消納責(zé)任權(quán)重掛鉤機(jī)制，市場(chǎng)化用戶通過購買綠色電力或綠證完成可再生能源消納責(zé)任權(quán)重。”但上述政策的真正落地仍需要執(zhí)行層面的具體細(xì)則出臺(tái)。

 

作為一項(xiàng)引導(dǎo)新能源消納的政策，我國可再生能源消納責(zé)任權(quán)重缺乏約束性的罰則，對(duì)于市場(chǎng)主體完成考核沒有形成足夠的壓力。在缺乏配額制強(qiáng)制加持的情況下，市場(chǎng)很難產(chǎn)生大規(guī)模的綠電需求，這也是綠證市場(chǎng)始終無法活躍的原因之一。

 

盡管當(dāng)前綠電供給有限，但從今年開始，平價(jià)新能源的建設(shè)進(jìn)入快速通道，據(jù)估算，“十四五”期間新能源裝機(jī)每年將增加1.1~1.2億千瓦，這其中絕大多數(shù)都是平價(jià)項(xiàng)目，所對(duì)應(yīng)的發(fā)電量大約每年新增1300~1400億千瓦時(shí)，這將遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過用戶自發(fā)購買綠電的需求，倘若缺乏強(qiáng)制配額等激勵(lì)性政策，可能導(dǎo)致綠電交易市場(chǎng)嚴(yán)重供大于求，綠電價(jià)格可能下跌，環(huán)境價(jià)值無法體現(xiàn)，綠電機(jī)制難以維系。因此，綠電市場(chǎng)亟需用戶側(cè)激勵(lì)性政策出臺(tái)，推動(dòng)高耗能等企業(yè)參與綠電交易，使綠電市場(chǎng)的供需保持動(dòng)態(tài)平衡。

 

市場(chǎng)的供需主導(dǎo)著量價(jià)。但綠電價(jià)格有其特殊之處——其價(jià)格包含電能量價(jià)格和環(huán)境溢價(jià)。環(huán)境溢價(jià)如何評(píng)估，在當(dāng)下并沒有明確的界定。

 

從試點(diǎn)成交價(jià)格來看，綠電價(jià)格較當(dāng)?shù)仉娏χ虚L期交易價(jià)格，增加了0.03~0.05元/千瓦時(shí)。這是基于去年9月之前的中長期交易價(jià)格的比較?！蛾P(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號(hào)）出臺(tái)后，多數(shù)地區(qū)燃煤電價(jià)頂格上漲，綠電價(jià)格也因此同步上漲。在燃煤電價(jià)上漲后，綠電價(jià)格平均較原基準(zhǔn)價(jià)上漲0.06元/千瓦時(shí)，漲幅最高時(shí)大約較原基準(zhǔn)價(jià)上漲了30%。

 

在現(xiàn)有的機(jī)制下，高出標(biāo)桿電價(jià)的部分，暫可看作綠電環(huán)境價(jià)值的體現(xiàn)。但在實(shí)際交易中，綠電交易價(jià)格的變化會(huì)受到供需關(guān)系的影響，環(huán)境溢價(jià)的變動(dòng)較大。如去年年末，電力供不應(yīng)求，綠電市場(chǎng)價(jià)格便“水漲船高”。但煤電價(jià)格上浮，是基于電煤價(jià)格大漲，運(yùn)行成本的上升，綠電在無運(yùn)行成本上升的壓力下同樣跟隨上漲價(jià)格，是否具有合理性？但如綠電價(jià)格不上浮，則環(huán)境價(jià)值無從體現(xiàn)。實(shí)際上，在1439號(hào)文出臺(tái)后，煤電價(jià)格的漲幅已經(jīng)高于綠電價(jià)格，綠電價(jià)格已略低于煤電價(jià)格。如果考慮到環(huán)境溢價(jià)的體現(xiàn)，理論上綠電的價(jià)格漲幅應(yīng)該超出煤電漲幅；但價(jià)格上漲過高，將影響用戶購買綠電的積極性，造成綠電市場(chǎng)“有價(jià)無市”。

 

記者在采訪中了解到，目前的電力市場(chǎng)體系中并沒有一個(gè)成熟的市場(chǎng)來提供環(huán)境溢價(jià)的參考。無論碳市場(chǎng)還是綠電市場(chǎng)，都剛剛起步，價(jià)格并不穩(wěn)定，也不一定反映了市場(chǎng)真實(shí)的減排成本和綠色價(jià)值。因此目前的綠電交易只能暫時(shí)交給市場(chǎng)主體協(xié)商，根據(jù)供需來決定價(jià)格，需要在市場(chǎng)運(yùn)作一段時(shí)間后，逐漸找到綠色價(jià)值的合理區(qū)間。

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