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绿电交易细则落地,离期待值还有多远

在全国绿电交易试点启动之后,国网、南网区域的绿电交易规则相继发布。5月25日,《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》正式发布,《南方区域绿色电力交易规则(试行)》已于2月25日印发。

两份绿电交易规则对绿电的交易组织、价格机制、交易执行以及绿证管理等都作出了详细规定,绿电交易有了明确的标准和规则。

用户对绿电的需求一直存在,部分企业已经制定碳达峰方案,提出要实现100%绿电供应,以减少碳排放,提升产品的竞争力。此前,部分电力交易中心敏锐地捕捉到企业的需求,也开始组织发电企业和用户进行绿电交易,并出具“绿电交易凭证”,证明绿电属性的所有权和唯一性。

对用户而言,在电力交易中心购买绿电更直接且更方便,但电力交易中心直接出具“绿电交易凭证”实际上动摇了原有的绿证政策体系。根据《绿色电力证书核发及自愿认购规则(试行)》,绿证是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。

所以,绿电交易首要解决的问题就是如何与绿证体系衔接。

《南方区域绿色电力交易规则(试行)》 《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》均对绿证管理作出了详细规定,绿证仍由国家可再生能源信息管理中心核发,并通过电力交易中心批量核发至发电企业,最后根据绿电交易结果将绿证划转至相关用户。这样就确保了绿证作为绿电消费的唯一凭证,避免出现绿色属性重复计量的问题。

此外,发电企业和用户还十分关注绿电价格,建立合理的绿电价格机制是绿电交易长效运行的关键。

2021年9月,全国绿电交易试点正式启动,来自17个省份的259家市场主体,以线上线下方式完成了79.35亿千瓦时绿电交易,成交均价较中长期协议溢价3-5分/千瓦时,较煤电基准价上涨约2分/千瓦时。

绿电交易试点当天形成的3—5分/千瓦时溢价体现的是指导价格,未来绿电交易价格则由市场来决定。

根据《南方区域绿色电力交易规则(试行)》,绿电交易价格根据市场主体申报情况通过市场化方式形成,交易方式包括协商、挂牌、竞价等。《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》也明确,绿电价格由市场主体通过双边协商、挂牌交易等方式形成。两个规则还同时提出,要根据初期市场供需情况,合理设置交易价格上、下限。

两个规则也对带补贴项目和无补贴项目进行了区分,绿电交易优先组织无补贴新能源参与交易,带补贴新能源可自愿参与交易,绿电交易电量不计入合理利用小时数,不领取补贴。

整体来看,试点交易之后绿电交易市场并不活跃,部分原因在于目前平价可再生能源项目规模有限,参与绿电交易的项目并不多。此外,绿电的环境溢价相对较低,带补贴的存量可再生能源项目没有参与市场的积极性。

绿电交易市场并非孤立存在,它是建立在可再生能源消纳责任权重与绿证的政策体系基础之上的。可再生能源消纳责任权重明确了各省(区、市)电力消费中可再生能源所占的比重,确定了各市场主体在实现消纳责任权重中的责任和义务。所以未来要提升绿电交易市场规模,需要将可再生能源消纳责任权重进一步细化,推动市场主体积极消费绿电。

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