全国绿电交易试点已有一年。一年以来，我国绿电交易直线上升。
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由于绿电交易市场运行时间较短，交易量较小，高速发展的同时也显露了一些问题。比如，绿电交易与碳市场等其他减排机制的关系如何理顺？跨省交易壁垒如何打通？
近期，就上述问题21世纪经济报道记者专访了中国银行研究院副院长周景彤。他表示，绿电市场有助于激励碳市场难以覆盖的中小电企减排。碳市场一般只能覆盖高排放企业，其他未被纳入碳市场的中小电企，就要通过开展绿电交易创造环境溢价，来激励其主动向绿电转型。同时，目前绿电市场需求偏弱，如果未来在碳市场排放量核算中能对其绿色电力相关碳排放量予以扣减，将显著调动控排企业购买绿电的积极性。
周景彤。资料图
绿电交易尚处发展初期《21世纪》：建立绿电交易市场的意义何在？和一般的电力市场交易有什么不同？
周景彤：2021年9月，国家发改委、国家能源局复函国家电网和南方电网，在全国范围推动绿电交易试点。与一般的电力市场交易相比，绿电交易最大的不同在于其交易标的为附带绿证的风电、光伏等新能源发电企业的上网电量。企业签订购电协议后，由国家可再生能源信息管理中心、电力交易中心核发可再生能源绿色电力证书（简称“绿证”）。
建设绿电交易市场，对于促进我国绿电产业发展和经济社会绿色低碳转型具有重要意义。
首先，建立了较为完善的市场化绿电交易机制。2017年我国启动了“证电分离”的绿证交易，但只交易绿证，不涉及电力交易。绿电交易市场则为绿色电力的交易搭建了较为完善的机制框架。一是明确了绿电“优先组织、优先交易、优先结算”的原则。二是配套建立绿色能源认证体系，确保绿色能源从生产、交易到使用都能可追踪、可衡量、可核查。三是明确了绿电交易以年度（多月）为周期开展交易，鼓励市场主体之间签订5-10年的长期购电协议。四是规定了直接购买和向电网企业购买等两种购电方式。五是规定了绿电价格由发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形成。这些相关机制的确立，为绿电市场化交易的开展夯实了制度基础。
其次，为绿电发展创造了市场化激励手段，减轻财政支持压力。我国曾对新能源实行“燃煤机组标杆电价+财政补贴”的上网电价机制，补贴资金主要来自向企业征收的可再生能源电价附加征收。随着新能源发电规模的飞速增长，补贴资金缺口也在快速扩大。此外，财政补贴金额难以随产业发展及其成本降低而同步调整，不能灵活反映市场供求变化。因此，2017年我国启动市场化的绿证交易，并规定发电企业出售绿证后不再享受国家财政补贴。2021年，国家发改委发布通知，未来新建绿电项目实行平价上网，随后启动绿电交易。这意味着此后绿电交易收入溢价将取代财政补贴，成为绿电行业新的激励手段，这将显著减轻财政压力。同时，绿电交易收入更能准确反映市场供求情况，有利于及时调动企业发电积极性以及避免盲目投资、一哄而上。
《21世纪》：目前，我国绿色电力交易发展处于什么阶段？面临的主要问题是什么？
周景彤：2021年9月，我国启动绿电交易试点，目前仍处于试点阶段。根据国家发改委数据，2021年9月至2022年9月，绿电交易成交电量累计超200亿千瓦时。而2022年1-9月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量38889.3亿千瓦时。可见绿电交易量占比较小、总量相对有限，尚处于发展初期。
目前来看，绿电交易主要存在以下几点问题。
第一，绿电供应量偏小。早期较多存量新能源发电项目仍可享受财政补贴，由于补贴金额较高且相对稳定，因此企业参与绿电交易动力不足。目前参与绿电交易的多为2021年后无补贴项目，绿电的市场供应量还比较有限。
第二，跨省交易壁垒尚未完全打通。跨省交易不足是我国电力市场长期存在的问题。2022年1-9月，全国各电力交易中心累计交易量38889.3亿千瓦时，其中跨省交易量为7488.8亿千瓦时，占比仅为19.3%。目前，尚无绿电跨省交易的公开数据，但有消息称今年多地刚实现跨省绿电交易零的突破。
第三，与碳市场等其他减排机制的关系仍待理顺。绿电市场与碳市场分别由不同的机构管理，运行相对独立，绿电交易企业虽然支付了环境溢价，但在碳市场中进行碳排放核算时，绿电仍被看作普通电力算入间接排放，削弱了绿电的环境价值。此外，绿证与超额消纳量、CCER（国家核证自愿减碳量）之间的关系也有待进一步理顺。
第四，绿电现货交易尚未启动。风电、光电等绿色电力具有波动性强、不确定性大等特点，发展现货交易有助于促进绿电消纳。而且风电、光电等边际成本近零，参与现货交易颇具价格优势。但目前绿电交易仍以中长期为主，现货交易尚未发育成熟。
环境溢价应全社会合理分摊《21世纪》：未来绿电电价会如何发展？统一的绿电交易大市场和交易机制何时形成？
周景彤：当前绿电市场化交易机制已初步建成，未来绿电电价走势主要由市场供求决定。
一方面，绿电供给或还将大幅扩张。我国风电、光电技术日趋成熟，度电成本显著降低，当前仍处于风电和光电的快速成长期。国家能源局数据显示，2021年我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。未来新增项目无法再享受财政补贴，大部分新增绿电都将进入绿电市场，预计绿电供应偏低的局面将很快得到扭转。
另一方面，绿电需求增长潜力巨大，但存在一定的不确定性。当前我国各界对绿电的需求，主要受以下几方面因素影响。一是履行强制消纳责任。2019年起，国家发改委、国家能源局建立可再生能源电力消纳保障机制，要求各省售电企业、部分电力用户强制完成一定消纳任务。二是满足可再生能源使用比例。2022年国家发改委等部门联合印发《促进绿色消费实施方案》，要求各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。此外，“东数西算”工程也对其八大枢纽、十大集群提出了可再生能源占比要求。三是助力满足能耗约束指标。国家对高耗能企业能耗约束持续收紧，2022年国家出台政策允许新增可再生能源不纳入能耗总量控制，绿电或可成为高耗能企业扩大生产新的能源选择。四是规避碳关税。欧盟等制定了碳关税，购买绿电或成为有关外贸企业争取关税豁免的可行途径。五是提升企业绿色形象。一些知名跨国公司已做出碳中和承诺，并对其供应链企业和中国分公司提出减排要求，国内一些企业也主动宣布低碳目标，未来消纳政策执行力度仍将显著影响绿电需求总量。
因此，未来绿电供求格局和绿电价格仍存在一定不确定性。但可以肯定的是，有关部门将适时引导绿电价格变化，在为发电企业提供有效激励和稳定企业部门用电成本之间取得适当平衡，维护绿电市场有序发展。
《21世纪》：绿电市场化交易定价，主要由电能量价格和环境溢价两部分组成。增加的这一部分成本往往由企业独自承担，绿电定价机制如何完善？
周景彤：使用绿电有助于改善自然环境，其正面效应（正外部性）被全社会分享，因此绿电的环境溢价应当在社会范围得到合理分摊，而不应由相关企业独自承担。供需两方面因素共同导致绿色溢价未能在企业和消费者间得到合理分摊。从需求端来看，主要是因为居民绿色消费意愿还不强；从供给端来看，由于政策规定和执行存在区域差异，造成同一行业中不同企业承担的绿色溢价有所差异，这使得承担绿色溢价较多的企业不敢贸然提高产品售价，以免竞争对手乘机争抢客户。未来可从以下方面入手改善这一问题。
第一，通过建设碳普惠机制等大力倡导绿色消费。当前在广东、上海、深圳等地，主要面向居民的碳普惠减排机制已逐渐铺开，居民绿色消费行为可转化为碳积分计入个人碳账户，居民凭碳积分可获得奖励。未来应在全国更大范围开展碳普惠机制建设，激励消费者更多选择绿色消费，变“要我”为“我要”，自觉为绿色溢价买单。
第二，严格落实绿电消纳政策，避免不同区域同业承担绿色溢价时出现明显差异。保持各地政策执行力度基本相当，同行业企业可集体采取合理的价格调整，向下游适当转移绿色溢价成本。
第三，避免企业重复支付绿色溢价，减轻企业负担。例如，工商企业用电电价中包括0.019元/kwh的可再生能源电价附加，可理解为国家对高排放企业收费，再转移给可再生能源发电企业。但如果企业已购置绿电，转变为低排放甚至零排放企业，可再生能源电价附加是否应得到减免。又如，绿电购买企业在碳市场进行碳排放核算时，绿电仍被看作普通电力算入间接排放，这一问题也有待解决。