全国绿电交易试点过周岁，成长空间在哪

正值年终，浙江宁波某光伏项目负责人刘建（化名）忙着汇总今年的结算数据。他告诉记者，自从去年该电站建成投产以来，绿电交易情况超过预期。“很多企业主动找上门，90%以上的电量都通过绿电交易卖掉了，完全不愁消纳问题，这也让我们项目的经济指标明显好于设计值。”刘建经手的绿电交易，买方主要是浙江省内企业，这些企业覆盖了房地产、电子商务、餐饮娱乐、加工制造等多个领域。而在广袤的“三北”地区，跨省区的绿电交易也被逐渐打通。这一切，得益于去年9月启动的全国绿电交易试点，至今已逾周年。12月22日，国家发展改革委、国家能源局发布关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知。文件提出，鼓励电力用户与新能源企业签订年度及以上的绿电交易合同，为新能源企业锁定较长周期并且稳定的价格水平。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉第一财经记者，中国绿电交易拥有广阔的市场前景，但是由于当前的配套制度并不健全，包括绿电的属性认定、交易细则、产权保障等规则存在模糊地带，因此交易规模仍然较小。与此同时，目前较低的碳价也影响到了绿电的交易价格。未来，随着全国碳交易市场纳入的行业范围逐步扩大，欧美等发达国家开征“碳关税”，企业购买绿电的意愿也将水涨船高。交易价格是绿电价值的最直接反映。根据相关规则，绿色电力交易价格根据绿电供需形成，应在对标当地燃煤市场化均价基础上，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。这种环境溢价也体现在实际的绿电交易中。就在去年，由国家电网、南方电网组织的绿色电力交易试点启动会上，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，而在南方区域，绿电交易价格在风电、光伏现有价格的基础上平均每度电提高了2.7分钱。这种溢价至今还持续吗？第一财经记者梳理多个试点省份近期发布的电力交易数据发现，尽管由于当前政策对绿电交易价格的保护机制，绿电交易价格不会低于当地煤电基准价，但是广东、江苏、浙江等省份在部分时间段的绿电价格却低于实际交易的燃煤电价。例如，广东省电力交易中心数据显示，2022年12月可再生能源（即绿电）电力交易，电能量成交均价508.6厘/千瓦时，环境溢价均价25.6厘/千瓦时。同期，煤电集中竞争交易成交均价554厘/千瓦时。对于这种现象，落基山研究所常务董事兼北京代表处首席代表李婷告诉第一财经记者：“绿电交易价格低于煤电集中竞价交易价格的情况并非普遍存在，而是由于特定时间段的特定情况造成的，只有少数省份在部分月份出现绿电价格低于煤电价格的情况。”她举例称，今年江苏省2月到5月期间，绿电的交易均价低于煤电的集中竞价交易均价，这个现象并非因为绿电价格降低，而主要是因为煤电涨价。“我们当前看到的成交结果多为前一年签订的年度长协的交易结果，基于当时的煤电价格，绿电交易价格其实是高于煤电集中竞价交易价格的。今年部分省份的煤电价格较去年出现上涨，如果拿今年的煤电价格和去年签订的绿电价格相比，部分地区就出现了上述的情况。”这也从另一个方面说明，尽早锁定绿电的价格，对于用电企业对冲价格波动风险有非常积极的作用。除了同个省份不同时段的绿电交易价格“忽上忽下”，不同地区之间的绿电价格也存在较大差异。例如，2022年11月，浙江电力交易平台交易总计煤电均价490.46元/兆瓦时，绿电交易价格490.31元/兆瓦时。同期，广东电力交易平台可再生能源（即绿电）电力交易，电能量成交均价506.5厘/千瓦时，环境溢价均价26.7厘/千瓦时。江苏景融售电有限公司高级分析师、绿电交易专员宋昱告诉第一财经记者，不同地区的绿电供需形势存在很大差别，这也会直接影响到绿电交易价格。在江苏、广东、浙江等东部地区，由于外贸经济发达、出口型企业的绿电需求多，而风光资源相对较少，因此市场往往供小于求，新能源企业不愁消纳。而在三北地区，由于当地绿电需求较小，而风光大基地的资源丰富，因此市场往往供大于求，客户相对难觅。如果企业寻求跨省交易，则涉及不同省份的电力通道以及交易机制的差异，实践起来存在不小的挑战。李婷认为，绿电价格不应该单纯锚定煤电交易价格。她表示，绿电定价应基于当期的资源情况和市场情况，并有一套完整的方法论予以支撑。当前大部分企业对于购买绿电持有积极支持的态度，但受阻于定价机制的暂不明确，企业很难量化自身作出的环境贡献。若定价机制得以明确，企业的绿电购买意愿有望进一步提升。“现在绿电是供不应求，询价的企业越来越多。对很多企业来说，不是绿电与火电的溢价问题，而是涉及企业的生存问题。”宋昱对第一财经记者表示。宋昱所在的景融售电是江苏省内首批参与2021年全国绿电交易试点的售电公司之一。宋昱认为，很多企业之所以对绿电这么热衷，主要是因为国内政策的引导和要求，以及受到来自国外产业链和欧洲碳关税等外部压力。特别是一些外向型企业，要跟跨国公司接轨国际供应链，生产过程如果不采用绿电，不成为绿色供应链的一部分，就可能拿不到订单，事关企业的生存。彭博新能源财经（BNEF）发布的2022年中国企业绿电交易排行榜显示：中国绿电交易买方五强依次为太原钢铁集团（1100亿瓦时）、阿里巴巴集团（860亿瓦时）、华晨宝马（670亿瓦时）、鞍山钢铁集团（560亿瓦时）、腾讯（504亿瓦时）。榜单显示，本年度的绿电买方五强计划在2022年消纳的绿电合计是2021年五强在2021年消纳量合计的六倍。这意味着，企业购买绿电的量不断上升，而且有更多元的行业表现出购买绿电的强烈意愿。同时，钢企成为领先的绿电买家。李婷认为，之所以今年钢铁等重工业企业成为领先的绿电买家，主要是由于其叠加了多个绿电购买驱动因素：重工业企业既是汽车、造船、电子信息制造业等行业的上游行业，又在能耗双控及有序供电中受到较大影响，同时重工业的头部企业以央国企居多，承担了落实国家”双碳”目标的责任。落基山研究所此前发布的《央国企碳中和行动：绿色电力助力工业脱碳进程》报告认为，部分领先的重工业央国企直面用电量大、对生产成本敏感度高等阻碍绿电使用和推广的挑战，正在积极探索重工业绿色电力采购的创新模式，未来重工业央国企将成为大规模使用绿电的关键领导者。国际市场方面，在经历长达半年的多方谈判和磋商后，欧盟理事会和欧洲议会于12月13日和18日分别宣布，就欧盟碳边境调整机制和欧盟碳排放交易系统达成协议，欧盟“碳关税”（CBAM）的靴子终于落下。李婷表示，根据欧盟草案，碳边境调节机制（CBAM）将会覆盖三类碳排放：直接排放（范围一）、间接排放（范围二）和完整碳足迹（范围三）。当前，欧盟进一步明确了过渡期内对企业报告直接排放（范围一）的要求，范围二和范围三排放的报告要求尚不明确。“未来，若范围二和范围三的排放明确被纳入CBAM的报告机制中，中国的绿电交易作为企业直购电的主要选项，无疑可以为企业提供有力的报告基础。届时，需要注意的是，除绿色电力证书（绿证）外，中国下一步可建立针对产品和企业的相关认证标准体系，包括绿色电力产品标示、企业绿色电力消费认证等，并做好与国际标准的衔接工作，以此来帮助企业更好地评估和认证自身在绿色电力方面的努力，提升品牌价值和市场影响力，同时，有助于化解碳关税冲突。”李婷说。宋昱也感受到了当前企业对中国绿电市场的更多期待。宋昱表示，一方面，目前的绿电交易品种不够丰富，现在的绿电交易只有年度交易和月度交易，但是没有零售侧之间的转让交易。这意味着，如果买方因为特殊情况导致用电需求下降，没有合理的途径可以将它此前购买的绿电转让给其他有需求的售电公司或电力用户，只能由自身去承担这种偏差带来的损失。另一方面，亟须增强绿电和绿证制度的衔接。根据国网和南网区域已颁发的绿电交易规则，绿证是绿色环境权益的唯一凭证，随绿电交易由发电企业转移至电力用户。但是，目前绿证核发的速度过慢，影响到了相关企业的ESG披露，有的新能源项目甚至暂时无法签发绿证，根源在于目前有关于绿证核发的新政策仍在过渡期。她建议，应进一步提高绿电交易形式的灵活性，并加快“1258号文”（《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》）中关于“绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目”精神的落地，为更多企业进入和适应绿电交易市场创造良好的条件。 原文链接：//shuzhiren.com/post/20038.html