德恒探索

“双碳”背景下绿电交易现状与展望

2021-12-29


引言

习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布,中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。《2030年前碳达峰行动方案》更是把碳达峰、碳中和纳入经济社会发展全局,加快实现生产生活方式绿色变革,推动经济社会发展建立在资源高效利用和绿色低碳发展的基础之上。构建以新能源为主体的新型电力系统是贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的战略部署的重要举措,而建设用电企业直接从光伏、风电等新能源发电企业购买绿色电能的绿色电力交易制度是新型电力系统构建中的重要一环。在此背景下,国家发改委、国家能源局于2021年9月正式批复国家电网公司、南方电网公司制定的《绿色电力交易试点工作方案》(以下简称“《绿色电力试点方案》”),开启了绿色电力交易的试点。绿电交易以市场化方式引导绿色电力消费,将绿色电力的环境价值传导给终端用户,能够更好促进新型电力系统建设。


绿电交易的开展有利于实现全国碳排放权交易市场、可再生能源电力消纳保障机制下的超额消纳量交易市场、绿证交易市场等多类型市场机制的衔接融合。本文将对绿电交易的背景、具体规则进行简单介绍,并立足于现状对绿电交易未来的发展进行展望。


一、绿电交易的背景


所谓绿电交易,是指用电企业直接从光伏、风电等新能源发电企业购买绿色电能并获得相应的绿色电力消费认证。绿电交易是在中长期交易的框架下,设立的独立交易品种,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。在全面推动碳达峰、碳中和目标的背景下,试点绿电交易将充分激发供需两侧潜力,推动绿色能源发展,无疑具有不可忽视的必要性,具体如下:


(一)体现绿电的环境价值


在物理属性与使用价值上,新能源发电产生的电量与常规能源产生的电量,并无区别,具有“同质化”的特点。但在商品属性上却有明显的差别,相比于常规能源产生的电量,由于新能源发电过程零污染、零碳排放,新能源发电产生的电量拥有绿色属性,蕴含环境价值,即“同质不同性”。


通过开展绿电专场交易,对参与绿电交易的新能源发电主体核发绿证,可以在流通环节将绿色属性标识和权益凭证直接赋予绿电产品[1],而且绿电交易的价格主要包含两部分,即电能价值和环境价值,因此,进行绿电交易后,对于终端电力用户而言,消耗的不仅仅是其购买的电力,更重要的是享受了绿色电力本身就带有的环境价值属性。


在低碳转型的社会理念下,公众对于产品环境价值的认可度不断增高,欧美国家许多企业提出了自身碳中和的目标,开始采购不产生碳排放的绿色电力。受外企和海外市场的影响,国内企业为方便产品出口海外,增强国际竞争力,也开始购买绿电。类似的绿电采购需求与日俱增。


(二)弥补绿证交易的局限性


绿证,即绿色电力证书,是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书,是非水可再生能源发电量的确认和属性证明。


目前有绿证出售资格的主要是陆上风电和光伏发电企业。国家可再生能源信息管理中心向发电企业核发绿证后,发电企业可以将绿证卖给有需求的消费者。消费者购买绿证越多,意味着绿电消费越多,但认购绿证只是拥有了绿证对应电量的声明权,即宣称自己使用了绿电,并不意味着企业实际消纳了对应的绿电,这不利于对企业消纳情况进行追踪记录。


除此之外,目前绿证交易市场并不活跃。一是激励机制不足,对于认购人来说,购买绿证并不能带来额外的收益或享受其他优待政策。二是强制机制不足,虽然绿证交易有两种类型,即强制配额交易和自愿认购,但目前还是以自愿认购为原则。在强制配额交易下,绿证交易只是市场责任主体履行消纳责任的替代方式之一,企业为完成消纳责任可以在购买绿电、向超额消纳企业购买超额消纳量和认购绿证三种中进行自由选择,认购绿证并不是必需的。(具体可以参阅《德恒上海•研究|聚焦新基建:“双碳”背景下绿证制度的回顾与展望》)


而在绿电交易中,绿色电力消费凭证直接向终端用户颁发,实现了绿电消费和绿证的统一。


(三)支撑新型电力市场发展


绿电交易是在现有中长期交易的框架下,设立的一个独立绿电交易品种,通过市场机制促进有绿电需求的企业与新能源企业直接交易。


当前电力中长期交易机制主要针对火电设计,开展绿电交易不仅能丰富市场就交易品种,而且可以为新能源发电企业和终端用户直接交易搭建桥梁,拓宽了交易渠道,有利于推动新型电力市场的发展。而且,近年来,电力消费结构低碳化转型进程较慢,绿电交易市场的建立,可以为新能源发展营造良好的市场氛围,极大地推动了电力消费结构优化[2]


(四)助力新能源电力消纳


在构建清洁低碳、安全高效的能源体系背景下,我国对于可再生能源电力消纳进行了明确规定。比如根据《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》的规定,对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重。售电企业和电力用户协同承担消纳责任。承担消纳责任的第一类市场主体为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司;第二类市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类市场主体承担与其年售电量相对应的消纳量,第二类市场主体承担与其年用电量相对应的消纳量。各市场主体通过实际消纳可再生能源电量、购买其他市场主体超额消纳量、自愿认购绿色电力证书等方式,完成消纳量。同时,还规定省级能源主管部门对未履行消纳责任的市场主体督促整改,对逃避消纳社会责任且在规定时间内不按要求进行整改的市场主体,依规列入不良信用记录,纳入失信联合惩戒。


尽管近年来风光利用率大幅度提升,但弃风弃电现象仍屡见不鲜。全国绿电交易市场的建立,可以为新能源电力消纳提供更便捷的渠道。同时,可以缓解绿电供大于求的市场局面,有效促进新能源消纳。


二、绿电交易的政策法规


(一)地方层面试点政策


在今年8月全国性的绿色电力试点方案施行以前,我国已有部分地方出台了关于绿电交易的地方性政策,主要包括2018年初,北京电力交易中心会同国网华北分部和国网冀北电力出台的我国首个绿电交易规则《京津冀绿色电力市场化交易规则(试行)》(“京津冀规则”)以及2021年4月29日,浙江发改委、浙江省能源局、浙江能监办联合印发的《浙江省绿色电力市场化交易试点实施方案》(“浙江方案”)。前述两个政策的主要内容可概括如下:


微信图片_20211230102416.jpg


除了上述内容外,京津冀规则与浙江方案均根据绿电交易的特点,制定了针对性的规定,比如:京津冀规则强调“当京津唐电网调峰受限时,电力调度机构应最大限度保证参与交易的可再生能源发电企业发电”,从而保障了绿电交易的优先性,赋予绿电交易额外的价值。


再比如,浙江方案规定“绿电交易结算完成后,浙江电力交易中心根据绿电交易实际结算数据向电力用户出具《浙江绿色电力交易凭证》。凭证将严格依照结算结果记录结算电量,确保绿色电力绿色属性所有权的清晰和唯一”。该规定有利于保障绿电交易的权威性,也为用户企业享受绿色环境价值权益提供了支撑文件。


(二)国家层面政策


1. 《绿电交易试点方案》

2021年8月28日,国家发改委、国家能源局发布《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》(以下简称“《绿电交易试点方案》”),同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。《绿电交易试点方案》的出台,一方面直接明确了市场主体具有自愿参与交易的属性,由具有绿色电力消费需求的用电企业参与,更加强调市场主体自身对于绿色电力的交易意愿,是贯彻主动低碳发展理念的关键环节;另一方面则是明确了由市场主体自行承担经济损益,并且允许购买绿色电力的主体可通过提高报价优先获得绿色电力,进一步体现了能源的绿色属性和价值。


《绿电交易试点方案》主要内容如下[3]:   


微信图片_20211230102426.jpg


除了上述制度设计外,在操作层面,亦有便利化措施:比如,国家电网公司开发“e-交易”电力市场统一服务平台,开设绿色电力交易专区,提供“一网通办、三全三免”绿色电力交易服务。“一网通办”,用户登录即可享受绿电交易申报、交易信息获取、结算结果查询、绿电消费认证等“一站式”服务。“三全三免”,即汇聚电网企业、发电企业、电力用户及售电公司等全市场主体,覆盖省内与省间、批发与零售全业务范围,涵盖绿色电力直接交易、电网企业代理交易、可再生能源消纳凭证交易等全绿电交易品种,为市场主体提供免重复注册、免交易手续费、免费提供绿色消费认证的绿电交易服务[4]


2. 《省间电力现货交易规则(试行)》

2021年11月22日,为建立规范的跨省跨区电力市场交易机制,充分发挥市场配置资源、调剂余缺的作用,国家电网公司在国家发改委、国家能源局的领导下,总结跨区域省间富余可再生能源现货交易试点经验,凝聚行业专家和市场主体的智慧和力量,结合保障电网安全稳定运行、保障电力可靠供应、促进清洁能源消纳的实际需求,研究编制了《省间电力现货交易规则(试行)》,省间电力现货交易覆盖国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司范围内全部省间交易,参与主体覆盖所有电源类型,其中,优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易。


随着新能源建设速度加快,新能源消纳问题将再次凸显。《省间电力现货交易规则(试行)》将极大地提升省间市场大范围资源优先配置能力,推进省间电力现货交易,将有力促进清洁能源开发和消纳,对于推动构建以新能源为主体的新型电力系统具有重要意义。


三、绿电交易的现状及存在的问题


(一)绿电交易的现状


2021年9月7日,全国首次绿电交易试点正式启动,共17个省份259家市场主体参与,达成交易电量79.35亿千瓦时,其中国网经营区内总交易电量68.98亿千瓦时,南方电网公司经营区域内成交电量10.37亿千瓦时[5]。首次交易预计将减少标煤燃烧243.60万吨,减排二氧化碳607.18万吨。交易以双边协商为主,成交价格不一,其中国网区域成交价格较中长期交易价格每度电溢价3-5分钱左右[6]


参与首次绿电交易的所有市场主体,都收到一份绿色电力消费证明。这份证明由北京电力交易中心和国网区块链司法鉴定中心出具,记录了绿电生产、传输、交易全流程信息,且具备全国唯一性和权威性,实现了绿色电力全生命周期的追踪溯源。基于区块链的绿电认证,对内,可充分激活市场在资源优化配置中的决定性作用,促进绿色电力消纳,引导全社会形成主动消费绿色电力的共识,助力我国能源消费低碳转型;对外,可面向国际社会提供可视化的绿电消费证明,有助于提升我国绿色品牌的国际认可度,促进我国绿色能源产品出口,增强外向型企业的国际竞争力[7]


在全国首次绿电交易试点启动之前,京津冀、浙江、云南、广东等省份先后有零星的绿电交易试点,并为用户提供消费绿色电力凭证,但一直未有覆盖全国的系统性交易规则。全国首次绿电交易试点启动后,将填补之前市场机制的空缺。


(二)绿电交易存在的问题


尽管绿电交易在公众和企业的期待中有了良好的开端,但其面临的难题还依然存在。


1. 绿电交易的动力尚需激发

当前,我国绿电交易仍以自愿交易市场为主,一部分市场参与者是已提出100%绿色电力生产目标的企业,另一部分是希望通过使用绿电来降低被征收碳税的风险,还有一部分是自觉履行减碳任务的企业,企业自身绿电需求还存在尚未完全激发的空间[8]


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,而当前这部分价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。目前我国并未有官方文件表明购买绿电可以在消费侧作为零碳,国外也并未广泛认可。因此,在“电-碳”两个市场尚未形成互认机制的情况下,虽然企业愿意为绿电的环境价值支付费用,但企业交易绿电的动力并不足,绿电消纳市场有待进一步扩大。


2. 绿电交易电价机制尚需完善

根据《绿电交易试点方案》,当前绿电交易模式有两种,一种是“点对点”交易模式,即电力用户(含售电公司)与发电企业通过电力直接交易方式购买绿电。另一种是“网对点”交易模式,即电力用户向电网企业购买其保障收购的绿电。


在“点对点”的交易模式下,绿电交易市场给供需双方提供了一个信息对称的市场化平台,新能源企业与电力用户通过双边协商、集中撮合等方式形成形成最终交易电价,但大多数终端用户提出的绿电价格难以达到新能源企业的预期,导致绿电供需双方交易电价难匹配,交易时间长,交易成本高。在“网对点”的交易模式下,电网仍需全力保障新能源消纳,但在履行消纳责任的同时,有一部分风、光电量的消纳成本需要由绿电消费者来分担。收支结构变化难以实现平衡,影响绿电消费活力。


3. 跨区域绿电交易难题尚需解决

我国“三北”地区风、光资源丰富,其中内蒙古、甘肃等部分省(区)清洁电力占比超过35%,而本地产业发展电力消费需求小,绿电消纳能力不足。相反,我国东南部地区是经济发达和人口密集区,需要大量电力支撑,同时绿电刚性需求强烈。东南部地区与“三北”地区之间的电力供需不平衡问题,尚需跨区域绿电交易机制的建立予以解决[9]


可也正如前文所说,各省都面临非水可再生能源的考核,如果本省大量的绿电交易到外省,本省当年的非水可再生能源量非常紧张,那么对外省的交易很有可能受到限制。绿电是真的关系到本地的非水可再生能源考核,地方政府首要的任务是完成自己本地的考核。因此,这种因考核压力所导致的绿电交易限制可能就会阻碍跨区域绿电交易的发展。当然在解决这种供需不平衡的问题时,诸如远距离输电等技术也需要进一步发展来解决远距离大容量输电能力的不足以及电网调峰能力不足等交易中会产生的问题。


4. 市场机制衔接尚需完善

近年来,为实现“双碳”目标,碳排放权交易、绿证交易、可再生能源电力消纳保障机制等正在如火如荼的发展,而绿电交易的启动可以为上述多种市场机制的协同发力、良性的绿色能源消费循环经济体系的形成提供帮助,但绿电市场与外部市场的衔接并不充足。一方面,绿电交易市场与碳交易市场缺乏有效衔接,存在重复计算绿电环境价值的问题,统一的电-碳市场计算标准尚未形成,电-碳价格形成机制、碳成本传导机制等核心问题尚待解决。另一方面,绿电交易市场和绿证交易市场还存在一定的矛盾之处,虽然《绿色电力试点方案》提出了“证电合一”的方式,但由于“证电合一”只针对能够参与绿电交易的风、光发电量,对于没有参加绿电交易的,还是证电分离的。而且绿证交易与绿电交易本身都同时体现了绿电的环境价值,导致“证电合一”难以完全统一[10]


四、绿电交易的发展趋势及建议


(一)绿电交易的发展趋势


尽管绿电交易面临诸多挑战,但不可否认的是,开展绿电交易,不仅能满足电力用户生产清洁用能的需求,也能增强绿电在市场中的竞争力。绿电在电力市场中所体现的环境价值,也将传导至新能源企业,引导新能源投资,并激励其加大投入,提高技术水平,推动新能源成为电力系统的主体电源[11]。国家发改委有关负责人认为开展绿色电力市场的条件已经成熟,未来将有更多的企业参与绿电交易,交易规模将不断扩大。


从我国目前的政策及市场机制来看,电力消费侧用户要实现降碳,主要通过(1)直接投资分布式可再生能源;(2)购买绿证;(3)进行碳排放权交易;(4)购买绿电。但直接投资分布式可再生能源对厂房屋顶的建设条件要求较高,购买绿证和进行碳排放权交易并不改变碳排放的本质,均具有一定的局限性。相比而言,绿电交易是最接近减排的方式,是企业减排的重要途径。


随着新能源成为电力系统的主体,绿色电力交易也将在电力市场体系中发挥越来越重要的作用[12]。因此,绿电交易未来可期。


(二)绿电交易的发展建议


为了推动绿电交易市场走向成熟,仍需从各方予以完善。


1. 激发企业绿电交易的动力

对企业来说,通过绿电交易不但能树立自己的企业形象,得到大众认可,而且能够迎合政策的需求,实现长远利益的最大化。近些年,越来越多的企业开始向能源清洁低碳转型,传统工业企业期待用绿电生产推动转型升级,出口型企业希望用绿电生产增强产品的国际竞争力,购买绿电的队伍不断壮大,但如前文所述,企业购买绿电的动力仍不足。


目前驱动企业进行绿电交易的外部推力主要有以下几点:


(1)RE100计划对清洁能源的推广


RE100是一项全球性的合作倡议,由气候组织(The Climate Group)发起,与碳信息披露项目(Carbon Disclosure Project)合作,联合了苹果、谷歌、微软等全球极具影响力的跨国企业,共同承诺将在尽可能短的时间(最迟到2050年)实现全球范围内100%可再生电力,要求成员企业每年披露用电数据和目标进展,为全球低碳经济发展及气候目标承担更大责任[13]


RE100自2014年纽约气候周上推出以来,目前已扩展到欧洲、北美和亚太地区,在日韩也发展迅速。现在,中国和印度的一些企业也加入这一组织,致力于采取措施扩大可再生能源的使用比例。比如,我国的远景科技集团、隆基股份、阳光电源均已加入该组织。对于未加入RE100的企业,也有可能受到加入RE100的企业政策的驱动(比如满足供应商要求等),主动参与清洁能源应用,比如绿电交易。


(2)出口企业的“绿卡”


控制温室气体排放在全球范围内已是大势所趋,部分国家或地区可能会进一步出台“碳关税”,从而要求出口产品达到节能减排的要求,对出口型企业提出了使用清洁能源的新课题。


比如,2019年,欧盟在《欧洲绿色新政》中提出实施碳边境调节机制,要求欧盟进口商品为其含碳量付费。2021年7月14日,在欧盟委员会公布了碳边境调节机制设计方案,正式启动相关立法程序。方案要点如下:


微信图片_20211230102443.jpg


虽然前述欧盟政策尚未正式施行(即具体政策仍有不确定性),但其政策导向应引起重视。如前述政策正式施行,必将削弱相关行业出口产品的竞争力。在该等情况下,能否通过抵扣方式,避免或减少“碳边境调节机制”将会是出口企业的重中之重,而依托区块链技术认证的绿电交易恰好构成了一种可能的抵扣思路。


事实上,已有部分企业开始重视绿电交易对于出口竞争力的增强作用。比如参加首轮绿电交易的多家企业表示,绿电交易为制造业企业加持了“绿卡”,从而为企业进入海外市场、增加国际竞争力提供了坚强后盾。


2. 完善绿电交易技术体制

目前,绿电交易的市场机制已经建立,但技术体制尚未完善,如前所述,跨区域绿电交易难题尚未解决。要想真正推动绿电交易的发展,还需要在技术上做好准备工作,提高电力运输能力。如东部地区为了更多获得西北地区绿电价值,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。


完善绿电交易技术体制,不仅促进了绿电交易的发展,这种绿色价值驱动也成为促进新型电力系统建设、促进新能源跨区域跨省消纳的动力。


3. 构建“电-证-碳”多市场协调发展模式

在绿证交易和绿电交易过程中,一直讨论不断的问题是实行“证电分离”还是“证电合一”。最终《绿电交易试点方案》中明确实行“证电统一”模式,即证随电走。首先,买卖双方在电力交易市场上磋商交易,然后,国家可再生能源信息管理中心根据交易需要核发绿证,划转至电力交易中心,最后,交易中心根据绿电交易结果将绿证分配至电力用户。


由于绿电交易引入了区块链技术,可以确保绿电生产、交易、消费等全环节溯源。“证电统一”模式下,绿电的电能价值和环境价值将捆绑销售,保证了绿电环境权属的唯一性,有效解决了“证电分离”模式下,企业购买绿证与消费绿电脱钩的问题,能够激发新能源企业进入市场的积极性。


未来发展绿电交易,不仅要考虑绿电市场和绿证市场的衔接,还要考虑绿电市场与碳市场的衔接。首先,应逐步完善电-碳市场的顶层设计,实现相关数据的贯通,以避免绿电交易的环境权益再以其他形式在碳市场售卖。其次,应将绿电交易实现的减排效果核算到相应用户的最终碳排放结果中,以激励更多主体参与绿电交易。(注:关于“电-证-碳”多市场的衔接问题,我们将在下一篇相关文章中予以详细解读,敬请关注。)


结语


近年来国内外越来越多的企业努力实现能源清洁低碳转型,购买和消费绿色电力的需求日益迫切。推广清洁能源(包括绿电交易)已经是政企两界、国内国外的共识和主流。随着经济与技术的发展,清洁能源的成本问题和技术限制因素也可能会得到解决或改善。因此,我们有理由期待绿电交易的前景,并密切关注绿电交易的发展。


参考文献:

[1]参见《还原绿色电力属性,助力“双碳”目标达成--<绿色电力交易试点工作方案>解读》,中华人民共和国国家发展和改革委员会》2021年9月27日发布。

[2]参见张伟、马巍威、马涛:《我国绿电交易亟待破解四大难题》,中国战略新兴产业杂志社官方账号。

[3]参见王康、强彦政:《绿电交易来了,新能源绿色附加收益将凸显》,碳交易网。

[4]参见《绿电交易|一图解读<绿色电力交易试点工作方案>》,微信公众号制药工业EHS管理。

[5]参见《能源消费新时代来临 绿电交易迎来风口!——聚焦2021绿电交易线上研讨会》,北极星电力网。

[6]参见《中国开启绿电交易时代,市场终于能用电价奖励环保》,中国能源网。

[7]参见《我国绿色电力交易试点正式启动——绿电消费有了“中国方案”》,经济日报。

[8]参见张伟、马巍威、马涛:《我国绿电交易亟待破解四大难题》,中国战略新兴产业杂志社官方账号。

[9]参见张伟、马巍威、马涛:《我国绿电交易亟待破解四大难题》,中国战略新兴产业杂志社官方账号。

[10]参见张伟、马巍威、马涛:《我国绿电交易亟待破解四大难题》,中国战略新兴产业杂志社官方账号。

[11]参见《绿色电力交易试点启动以市场化方式引导绿电消费》,新华网客户端。

[12]参见《为什么要推出绿色电力交易试点工作?绿色电力交易如何组织实施?发改委答问》,中国青年报。

[13]参见《推行百分百绿色电力—这些企业联合发起RE100中国倡议!》,微信公众号中国能源报。


本文作者:

image.png


指导合伙人:

image.png


声明:            

本文由德恒律师事务所律师原创,仅代表作者本人观点,不得视为德恒律师事务所或其律师出具的正式法律意见或建议。如需转载或引用本文的任何内容,请注明出处。

相关搜索

手机扫一扫

手机扫一扫
分享给我的朋友