研究報告 | 我國可再生能源電力市場交易發(fā)展與思考
來源：中能傳媒研究院 時間：2024-01-22 16:59
伍夢堯
（中能傳媒能源安全新戰(zhàn)略研究院）
國家能源局數(shù)據(jù)顯示，自2021年9月綠電交易試點工作啟動以來，全國綠電綠證交易規(guī)模穩(wěn)步提升。當(dāng)前，我國能源領(lǐng)域已形成綠證交易、綠電交易及碳市場交易三種機制并行的可再生能源電力市場交易格局，市場交易規(guī)?？焖偬嵘灰灼贩N日益豐富，供需兩側(cè)潛力加快釋放，有力支撐我國綠電消費水平持續(xù)提升、經(jīng)濟社會全面綠色轉(zhuǎn)型步伐不斷加快。
一、我國可再生能源電力市場交易發(fā)展概況
從2017年我國首次開展綠證核發(fā)及自愿認購試點，到綠證、綠電交易成為我國可再生能源電力配額制的重要輔助手段，短短幾年間，我國可再生能源參與電力市場交易從市場規(guī)模、交易方式到市場機制都發(fā)生了巨大變化。
據(jù)國家能源局公布的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2023年10月底，我國已累計達成綠電交易電量878億千瓦時，核發(fā)綠證1.48億個，綠電綠證交易規(guī)模穩(wěn)步擴大。當(dāng)前，推動可再生能源參與電力市場交易已成為我國積極推進能源綠色轉(zhuǎn)型、保障風(fēng)電及光伏發(fā)電等可再生能源行業(yè)健康發(fā)展的重要手段。
?。ㄒ唬┛稍偕茉磪⑴c電力市場交易是行業(yè)發(fā)展的內(nèi)生需求
得益于國家持續(xù)、有力的政策支持，近年來，我國以風(fēng)電、光伏發(fā)電為代表的可再生能源行業(yè)裝機規(guī)?？焖贁U大，資源利用水平持續(xù)提升，實現(xiàn)了從小到大到強、從跟跑到并跑再到領(lǐng)跑的跨越式發(fā)展。
早在2006年，我國就通過了《中華人民共和國可再生能源法》，通過確定總量目標，逐步構(gòu)建全額保障性收購、可再生能源電價、專項資金支持等政策體系，為我國可再生能源電力市場后續(xù)發(fā)展營造了良好的政策環(huán)境。其后，我國連續(xù)發(fā)布新能源新增項目年度上網(wǎng)電價政策，為加快推動風(fēng)電、光伏發(fā)電行業(yè)技術(shù)進步、度電成本下降奠定重要基礎(chǔ)。與此同時，我國于2016、2017年先后建立的風(fēng)電投資監(jiān)測預(yù)警機制和光伏發(fā)電市場環(huán)境監(jiān)測評價機制，為促進行業(yè)健康發(fā)展、引導(dǎo)企業(yè)理性投資發(fā)揮了重要作用，護航風(fēng)電、光伏發(fā)電行業(yè)持續(xù)保持高速、健康增長態(tài)勢。2019年，我國可再生能源電力消納保障機制正式建立，要求各省級行政區(qū)域的年度電力消費須達到最低消納責(zé)任權(quán)重，為促進我國可再生能源電力健康發(fā)展、持續(xù)推進能源綠色轉(zhuǎn)型提供重要政策保障。
當(dāng)前，以風(fēng)電、光伏發(fā)電為代表的可再生能源已成為我國新增電源裝機的主體，持續(xù)保持快速增長態(tài)勢。尤其2023年以來，風(fēng)電光伏發(fā)電合計裝機規(guī)模在年內(nèi)連續(xù)突破7億、8億、9億、10億千瓦大關(guān)；全國可再生能源發(fā)電裝機規(guī)模繼6月突破13億千瓦，在10月底再創(chuàng)新高突破14億千瓦，達14.04億千瓦。數(shù)據(jù)顯示，截至2023年11月底，我國水電累計裝機42134萬千瓦，風(fēng)電累計裝機41283萬千瓦，太陽能發(fā)電累計裝機55762萬千瓦，可再生能源發(fā)展?jié)摿薮蟆?/span>
與此同時，可再生能源行業(yè)也在經(jīng)歷成長陣痛。首先，快速擴大的裝機規(guī)模在帶動行業(yè)發(fā)展不斷加快的同時，遠超預(yù)期的發(fā)展速度也對中央財政帶來巨大壓力。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2016—2019年，我國可再生能源補貼缺口已分別達到1000億元、1500億元、2331億元、3000億元以上，且缺口仍在持續(xù)、快速擴大。為緩解企業(yè)現(xiàn)金流及中央財政壓力，可再生能源行業(yè)亟須通過市場化手段縮小、解決財政補貼資金缺口。
其次，快速增長的、以風(fēng)光為代表的可再生能源裝機，具有很強的隨機性、波動性、間歇性等特性，易對傳統(tǒng)大電網(wǎng)的有序運行造成強力沖擊。同時，以“三北”為代表的可再生能源富集區(qū)，稟賦優(yōu)越而消納能力有限，資源錯配等問題對可再生能源可持續(xù)健康發(fā)展帶來新一輪考驗。
多重因素疊加影響下，電力市場交易被視為提升地方消納能力、優(yōu)化可再生能源電力資源配置的一條有效途徑。然而，需要說明的是，在2015年左右，我國電力中長期交易的規(guī)則及交易方式主要是針對火電機組的運行規(guī)律、特性而設(shè)定，與可再生能源電力多少有些“脾胃不和”。于是，在國家發(fā)展改革委、國家能源局等相關(guān)部門的積極推動下，我國電力市場交易機制進行了多次革新，豐富市場交易品種，創(chuàng)新市場運行機制，為推動電力消費結(jié)構(gòu)綠色轉(zhuǎn)型奠定重要基礎(chǔ)。
?。ǘ┪覈鸩叫纬?/span>綠證、綠電、碳市場并行的市場交易格局
當(dāng)前，通過市場交易擴大風(fēng)電、光伏發(fā)電消納能力，已成為全球各國推動綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要措施。近十余年來，我國持續(xù)推動電力市場機制創(chuàng)新，為可再生能源參與電力市場交易構(gòu)建了越來越友好的發(fā)展環(huán)境。
2017年，我國可再生能源參與電力市場交易的第一種模式——綠證開始試行核發(fā)及自愿認購。盡管當(dāng)時構(gòu)建的只是自愿認購市場，作為可再生能源電力生產(chǎn)、消費的唯一憑證，綠證完成了在我國能源領(lǐng)域的第一次亮相。
2019年，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布通知建立健全可再生能源電力消納保障機制，并發(fā)布了各省級行政區(qū)域需要承擔(dān)的可再生能源電力最低消納責(zé)任權(quán)重，明確自愿認購綠證對應(yīng)的可再生能源電量等量記為消納量。自此，綠證作為配額制的輔助手段之一，由自愿認購轉(zhuǎn)向強制交易，重要性及社會影響力快速提升。
伴隨著風(fēng)電、光伏發(fā)電項目補貼退坡速度的不斷加快，“十二五”“十三五”交接之年，通過電力市場交易拓展新能源企業(yè)盈利空間的呼聲愈發(fā)強烈。國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》中明確指出，“新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網(wǎng)電價，以更好體現(xiàn)光伏發(fā)電、風(fēng)電的綠色電力價值”，鼓勵風(fēng)電、光伏企業(yè)利用綠電交易模式提升盈利能力，實現(xiàn)可持續(xù)健康發(fā)展。
在這種形勢下，2021年9月7日，全國綠電交易試點正式啟動，來自17個省份的259家經(jīng)營主體參與了此輪交易，首批合計成交電量近80億千瓦時，我國綠色電力交易的大幕正式拉開，由京津冀、浙、滇、粵等“零星”幾地向全國蔓延。數(shù)據(jù)顯示，2022年，我國全年綠證交易數(shù)量969萬個，對應(yīng)電量96.9億千瓦時，較2021年增長15.8倍。
歷經(jīng)多年摸索，當(dāng)前，我國能源領(lǐng)域已形成綠證交易、綠電交易及碳市場交易三種機制并行的可再生能源電力市場交易格局。這三種機制，在政策目標、市場規(guī)則、參與主體等方面求同存異，為推動我國可再生能源電力高質(zhì)量發(fā)展作出了積極貢獻。
二、我國綠色電力證書發(fā)展概況
綠色電力證書是我國可再生能源電量環(huán)境屬性的唯一證明，也是認定可再生能源電力生產(chǎn)、消費的唯一憑證。作為可再生能源電力消費的憑證，1個綠證單位相當(dāng)于1000千瓦時的可再生能源電量，主要用于可再生能源電力消費量核算、可再生能源電力消費認證等。
目前，我國的綠證交易主要是依托于中國綠色電力證書交易平臺及北京電力交易中心、廣州電力交易中心開展。伴隨其核發(fā)范圍及市場交易規(guī)模的持續(xù)擴大，綠色電力證書有望為提升我國風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源消納能力、推動行業(yè)健康有序發(fā)展作出積極貢獻。
（一）我國綠色電力證書影響力持續(xù)擴大
伴隨“雙碳”工作的日益深入，近年來，我國持續(xù)加大改革力度，健全完善綠色低碳循環(huán)發(fā)展政策體系，引導(dǎo)能源領(lǐng)域加快綠色低碳轉(zhuǎn)型。
為加快形成能源綠色消費觀念，2017年，我國開始試行綠證核發(fā)和自愿認購制度，并于2019年將風(fēng)電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目納入綠證交易范圍，進一步擴大綠證覆蓋面。
數(shù)據(jù)顯示，從2017年7月到2020年底，全國累計核發(fā)綠證約3017萬個，累計認購數(shù)量約為6700個，認購率僅有0.02%，市場活躍度較為低迷。為提升綠證消費需求，2021年1月1日，綠證作為配額制的重要組成部分從自愿購買轉(zhuǎn)為強制購買，當(dāng)年即核發(fā)綠證876.6萬個，交易數(shù)量61.3萬個，認購率升至7%。尤其是2022年8月，《關(guān)于進一步做好新增可再生能源消費不納入能源消費總量控制有關(guān)工作的通知》明確了綠證是可再生能源電力消費量認定的基本憑證，且原則上可以轉(zhuǎn)讓，有效刺激了綠證市場的需求和流動性，在2022年的最后5個月核發(fā)綠證近1400萬個，是前7月核發(fā)量的2.1倍；綠證交易量達757萬個，是前7月交易量的3.6倍。
2023年，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作 促進可再生能源電力消費的通知》，進一步明確了綠證的權(quán)威性、唯一性和通用性，并實現(xiàn)了對可再生能源電量綠證核發(fā)的基本全覆蓋，我國綠電消費的公信力持續(xù)提升，消費需求持續(xù)擴大，對于推動能源綠色低碳轉(zhuǎn)型、營造綠色消費環(huán)境、加快形成綠色生產(chǎn)方式和生活方式，助力經(jīng)濟社會全面綠色低碳發(fā)展具有重要的現(xiàn)實意義。10月12日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》提出，分布式新能源裝機占比較高的地區(qū)推動分布式新能源上網(wǎng)電量參與市場。
目前，我國綠證已納入國際綠電消費倡議1（100% Renewable Electricity，簡稱RE100）的認可范圍，在國際社會和跨國企業(yè)間的影響力不斷擴大，對我國企業(yè)參與國際市場競爭形成積極影響。
資料來源：根據(jù)公開資料整理
圖1 我國綠證交易發(fā)展歷程（2017—2023年）
（二）我國綠色電力證書市場交易體制持續(xù)完善
1.綠證交易市場規(guī)模穩(wěn)步擴大
從2017年首次啟動至今，我國綠證市場大體上經(jīng)歷了自愿認購、消納責(zé)任履行、消費量核算三個階段。
其中，2017—2020年是自愿認購階段，綠證僅向中央財政補貼目錄內(nèi)的陸上風(fēng)電及集中式光伏項目核發(fā)，認購價格由買賣雙方自行協(xié)商或者通過競價確定，但不得高于證書對應(yīng)電量的補貼金額，綠證售出后相對應(yīng)的電量不再享受補貼。在這一階段，由于政府定價相對較高且經(jīng)營主體自愿選擇，只有數(shù)量極少的新能源企業(yè)會選擇放棄補貼而改為通過綠證來獲取收益。數(shù)據(jù)顯示，2017—2020年，我國綠證的認購率不足1%，經(jīng)營主體認購意愿不強，市場交易流動性匱乏，基本處于“有量無市”的冷清狀態(tài)。
2021年1月1日起，配額制下的綠證交易開始實施，我國綠證市場也進入了消納責(zé)任履行階段。在這一階段，除了能夠作為補貼替代，綠證還成為可再生能源消納責(zé)任的兩種替代性履行方式之一，市場規(guī)模實現(xiàn)明顯增長。需要注意的是，在這一階段，購買綠證并非企業(yè)達到能耗考核目標的唯一途徑，綠證的市場交易激勵機制和強制機制沒有出現(xiàn)明顯優(yōu)化。從實際成交數(shù)據(jù)來看，2021年，我國綠證年度交易量613000個，實現(xiàn)明顯上升，但整體交易率仍然偏低，認購率仍為個位數(shù)，僅達7%。
進入2022年后，綠證市場進入消費量核算階段，其重要性、交易方式等得到了一系列國家政策文件的明確認可，市場規(guī)模及經(jīng)營主體積極性實現(xiàn)大幅提升。2022年8月發(fā)布的《關(guān)于進一步做好新增可再生能源消費不納入能源消費總量控制有關(guān)工作的通知》明確，綠證是可再生能源電力消費量認定的基本憑證，有效刺激了綠證市場需求及流動性，2022年7—12月核發(fā)綠證數(shù)量達前7月的2.1倍，綠證交易量達前7月交易量的3.6倍。2023年《關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作 促進可再生能源電力消費的通知》的發(fā)布，實現(xiàn)了對可再生能源電量綠證核發(fā)的基本全覆蓋，進一步為擴大綠電供給、促進綠電消費奠定重要基礎(chǔ)。
根據(jù)國家能源局公布的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2023年，我國預(yù)計累計核發(fā)綠證1.76億個，是2022年的7.8倍，市場規(guī)模穩(wěn)步擴大，供需兩側(cè)潛力加快釋放，為推動經(jīng)濟社會發(fā)展全面綠色轉(zhuǎn)型作出積極貢獻。
資料來源：根據(jù)公開資料整理
圖2 我國綠證交易規(guī)模趨勢（2017年7月—2023年9月）
2.中國“綠色供應(yīng)鏈”日漸成型
試點工作啟動以來，我國可再生能源企業(yè)參與綠色電力交易積極性持續(xù)提升，市場規(guī)模穩(wěn)步擴大。
據(jù)北京電力交易中心公布的2022年9—12月交易數(shù)據(jù)，在綠證交易剛剛啟動的前四個月，平臺共收到有效雙邊交易意向211筆，實現(xiàn)綠證交易數(shù)量145.43萬張。其中，黑龍江和吉林為國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域的綠證主要售賣省份，兩省合計交易量在綠證總交易量中占比達到四分之三；江蘇、新疆為國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域的綠證主要購買方，兩省合計交易量在綠證總交易量中占比達到了74%。
數(shù)據(jù)顯示，在這一階段，浙江成為參與市場企業(yè)最多的省份，共有32家發(fā)電企業(yè)與30家電力用戶合計成交交易50筆，成交電量超3億千瓦時；而作為綠證交易量最大的省份，“用能大省”江蘇省一省的交易量在總量中的占比就超過了半數(shù)，達到52.52%，為76.39萬張，充分展現(xiàn)了市場交易在優(yōu)化電力資源配置、擴大可再生能源電力消納空間方面的積極作用。
作為全國首批開展綠證交易的試點省份之一，江蘇省的可再生能源綠色電力證書累計交易數(shù)量在2023年8月就已突破100萬張，達100.6萬張，交易規(guī)模位居全國首位。
從地區(qū)分布來看，蘇州、無錫等地的交易規(guī)模遙遙領(lǐng)先。尤其是蘇州，截至2023年8月，全市累計交易綠證數(shù)量19.67萬張，占全省交易總量近五分之一，交易數(shù)量規(guī)模領(lǐng)跑全國。據(jù)了解，蘇州市綠證交易市場規(guī)模領(lǐng)跑全國的主要原因，主要是其外向型經(jīng)濟特征明顯，行業(yè)景氣度受國外產(chǎn)業(yè)鏈要求和碳關(guān)稅影響較大，因此企業(yè)對消費綠色能源表現(xiàn)出了強烈意愿。
當(dāng)前，蘋果、谷歌、可口可樂、飛利浦、臺積電等全球知名企業(yè)已陸續(xù)作出可再生能源綠色消費承諾，并帶動其上游供應(yīng)鏈企業(yè)不斷加入。例如，伴隨蘋果公司公開承諾100%使用可再生能源，截至2020年，已有來自24個國家的超100家主要供應(yīng)商承諾，供應(yīng)其產(chǎn)品或產(chǎn)線使用100%再生能源，有效加快了全球綠色用能轉(zhuǎn)型。同時，國內(nèi)“雙碳”及能耗雙控工作力度的持續(xù)加強，也激發(fā)我國企業(yè)開展綠色用能、綠色消費的積極性顯著提升。
其中，出口型企業(yè)為滿足海外市場對產(chǎn)品生產(chǎn)綠色屬性的要求，會主動提升綠電消費比重，以提升全球市場競爭力。而國內(nèi)產(chǎn)品制造商也會全面提高產(chǎn)業(yè)鏈上游環(huán)節(jié)及本環(huán)節(jié)中綠色生產(chǎn)零配件的比重，以滿足市場及政策對產(chǎn)品綠色環(huán)境價值越來越高的要求。
據(jù)不完全統(tǒng)計，目前，我國已有超7500家企業(yè)參與綠電消費，范圍涉及制造業(yè)、采礦業(yè)、黑色金屬礦采選業(yè)等高耗能行業(yè)，電力、熱力、燃氣及水生產(chǎn)和供應(yīng)業(yè)等能源行業(yè)，以及金融業(yè)、批發(fā)和零售業(yè)、信息傳輸、軟件和信息技術(shù)服務(wù)業(yè)等其他行業(yè)。伴隨遠景科技、隆基綠能、晶科能源、陽光電源、秦淮數(shù)據(jù)、遠大集團等企業(yè)陸續(xù)加入RE100倡議，一條覆蓋范圍越來越大的中國“綠色供應(yīng)鏈”日漸成型。
3.我國綠證交易形成雙邊協(xié)商、掛牌、集中競價等交易方式
總的來看，我國綠色電力證書交易可以分為綠證單獨交易及綠電交易兩種模式。據(jù)國家可再生能源信息管理中心提供的數(shù)據(jù)，截至2022年，我國廣東、江蘇、上海、北京以綠證單獨交易為主，占比均超過本省綠證總購買量的55%；寧夏、吉林、河北、山東、遼寧以綠電交易為主，所購綠電綠證均超過本省綠證總購買量的85%。
根據(jù)《關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作 促進可再生能源電力消費的通知》要求，當(dāng)前，我國綠證交易主要可通過雙邊協(xié)商、掛牌、集中競價等方式進行。由北京電力交易中心發(fā)布的《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則（修訂稿）》，對交易方式進行了明確界定。其中，雙邊協(xié)商交易，是由購售雙方自主協(xié)商綠證交易電量（電力）、價格、綠色電力環(huán)境價值偏差補償方式等信息，通過綠色電力交易平臺申報、確認、出清。掛牌交易，是掛牌方通過綠色電力交易平臺申報交易電量（電力）、價格等掛牌信息，摘牌方摘牌、確認、出清。集中競價交易，是市場主體購售雙方均通過綠色電力交易平臺申報交易電量（電力）、價格等信息，按照報價撮合法出清形成交易結(jié)果。同時，常態(tài)化開展中長期分時段交易的地區(qū)應(yīng)按照相關(guān)規(guī)則，開展分時段或帶電力曲線的綠色電力交易。
根據(jù)政策要求，享受中央財政補貼的項目綠證，在參與市場交易初期會主要采用雙邊協(xié)商及掛牌的方式，并盡快過渡到集中競價方式。而平價、低價項目及自愿放棄中央財政補貼或中央財政補貼已到期的項目，則不會限制其綠證交易方式，交易所得收益歸發(fā)電企業(yè)或項目業(yè)主所有。
（三）我國綠色電力證書面臨發(fā)展瓶頸
1.項目補貼與市場交易活躍度高度相關(guān)
當(dāng)前，我國核發(fā)的綠證可以分為補貼項目綠證和無補貼/平價項目綠證兩種類型，其中補貼項目綠證的價格明顯高于無補貼/平價項目綠證，這也導(dǎo)致兩者市場交易量出現(xiàn)較大差距。
根據(jù)中國綠色電力證書交易平臺提供的數(shù)據(jù)，2022年，帶補貼風(fēng)電項目的綠證每日成交價格均價為201.1元/張，平價風(fēng)電項目的綠證每日成交價格均價為44.5元/張；這一價格差距在光伏綠證上體現(xiàn)得更為明顯，帶補貼光伏項目的綠證每日成交價格均價為622.8元/張，平價光伏項目的綠證每日成交價格均價僅為48.5元/張。
價格上的巨大差距，導(dǎo)致兩類綠證的市場活躍度出現(xiàn)明顯差異。數(shù)據(jù)顯示，2022年，我國補貼項目綠證交易量約為250萬個，其中無補貼項目綠證交易數(shù)量約781萬個，超過補貼項目綠證交易量的3倍。截至2022年底，國內(nèi)綠證累計交易量約1031萬個，其中無補貼項目綠證交易量占比76%，占據(jù)絕對多數(shù)。
2.綠證交易國際公信力有待提高
近年來，國家相關(guān)部門相繼出臺一連串政策文件，明確將綠證作為我國可再生能源電力的消費憑證、從自愿認購轉(zhuǎn)入強制市場，但我國綠證在國際市場仍存在權(quán)威性、公信力不足的問題。
究其原因，主要是目前綠證交易市場與碳交易市場在綠電環(huán)境溢價的方面存在重復(fù)計算的現(xiàn)象。兩個體制之間還沒能形成統(tǒng)一的電—碳市場計算標準，沒能構(gòu)建相對成熟的電—碳價格機制，導(dǎo)致碳排放成本無法順暢傳導(dǎo)至電價，既不利于我國電力體制改革的穩(wěn)步推進，也對我國綠證走向世界造成一定阻礙。同時，我國綠色電力消費憑證、綠色電力交易憑證等地方性質(zhì)“變種”綠證的大規(guī)模核發(fā)，也導(dǎo)致“一電多證”現(xiàn)象層出不窮，破壞了綠證的唯一性，使得中國綠證在國際市場未能樹立足夠的權(quán)威性和公信力，無法為我國產(chǎn)品出口提供可信證明。
三、我國綠色電力市場交易發(fā)展概況
綠色電力，簡稱綠電，一般指風(fēng)電、太陽能發(fā)電、水電、生物質(zhì)發(fā)電、地?zé)崮馨l(fā)電、海洋能發(fā)電等可再生能源電力。從本質(zhì)上來說，可再生能源發(fā)電產(chǎn)生的電量與傳統(tǒng)能源電量并無實質(zhì)性差別。但在商品屬性方面，由于可再生能源發(fā)電過程不產(chǎn)生或很少產(chǎn)生對環(huán)境有害的排放物（如二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等），屬于零污染、零碳排放，且不需要消耗化石燃料，相較常規(guī)的化石能源發(fā)電更有利于環(huán)境保護和可持續(xù)發(fā)展，因此其電量天然具備綠色屬性、擁有環(huán)境價值。
綠色電力市場交易是以綠色電力為標的物的市場交易，用電企業(yè)可以通過購買綠色電量獲得相應(yīng)的消費認證，以滿足企業(yè)進行綠色電力消費的需求。通過綠證與能源合同的捆綁，將環(huán)境價值屬性并軌到電力商品的供給、定價和結(jié)算之中，綠電交易能夠?qū)崿F(xiàn)綠證環(huán)境屬性價值的傳遞，全面反映綠色電力的電能價值和環(huán)境價值。因此，對于買方來說，完成交易不僅是獲得其購買的電力，更重要的是獲得了綠色電力自帶的環(huán)境價值。
當(dāng)前，持續(xù)擴大綠電交易市場規(guī)模、促進市場機制體制創(chuàng)新，有助于進一步激發(fā)社會綠電消費潛力、培養(yǎng)綠電消費觀念，為推動可再生能源健康有序發(fā)展產(chǎn)生積極作用。
（一）我國綠電交易市場穩(wěn)步增長
盡管全國性的綠電交易市場直到2021年才正式啟動，但實際上，我國關(guān)于綠色電力參與市場交易的探索早已邁出腳步。
早在2018年，我國首個綠色電力交易規(guī)則——《京津冀綠色電力市場化交易規(guī)則（試行）》已開始實施。其后，又有浙江、云南、廣東等多地陸續(xù)出臺了地方性綠電交易試點實施方案，但交易規(guī)則一直未能在全國范圍實現(xiàn)統(tǒng)一。2021年，國家發(fā)展改革委、國家能源局正式批復(fù)《綠色電力交易試點工作方案》，彌補了我國在這一領(lǐng)域的制度性空白，并為綠電交易在全國范圍的啟動奠定重要基礎(chǔ)。
需要說明的是，在全國綠電交易正式啟動后，已發(fā)布地方性試點方案的各地區(qū)也根據(jù)本地區(qū)能源、負荷特點，對當(dāng)?shù)厥袌鼋灰滓?guī)則進行了“定制性”完善。
例如，京津冀規(guī)則就對“當(dāng)京津唐電網(wǎng)調(diào)峰受限時，電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)最大限度保證參與交易的可再生能源發(fā)電企業(yè)發(fā)電”進行了強調(diào)，以保障綠電交易優(yōu)先于其他交易模式，在強調(diào)了綠電交易環(huán)境屬性的同時，也為推動可再生能源發(fā)展、引導(dǎo)地區(qū)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型提供有力支撐。
2021年9月7日，我國首次綠電交易試點正式啟動，來自17個省份的259家經(jīng)營主體參加了此次交易，合計達成交易電量79.35億千瓦時。此次交易的成交價格并不統(tǒng)一，主要是通過雙邊協(xié)商確定，其中國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域的成交價格較當(dāng)時中長期交易價格高出3~5分/千瓦時。其后，國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司陸續(xù)發(fā)布了各自經(jīng)營區(qū)域的綠色電力交易細則，對市場成員、交易方式、結(jié)算方式等進行了明確界定，為綠色電力交易試點的啟動構(gòu)建制度體系，以支撐風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源更好地發(fā)揮綠色環(huán)境價值。
進入2022年，伴隨《綠色電力交易實施細則》《關(guān)于推動電力交易機構(gòu)開展綠色電力證書交易的通知》《關(guān)于有序推進綠色電力交易有關(guān)事項的通知》等一系列政策文件的漸次落地，我國綠色電力交易政策體系不斷完善，市場發(fā)展更加穩(wěn)健。
2023年，《關(guān)于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關(guān)事項的通知》《關(guān)于做好2023年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》兩份文件在上半年率先發(fā)布，明確提出要推動補貼項目參與綠電交易，加強綠電交易與綠證交易銜接，統(tǒng)籌推動綠電交易工作有序發(fā)展。8月，重磅文件《關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作 促進可再生能源電力消費的通知》正式發(fā)布，綠證核發(fā)范圍從陸上風(fēng)電和集中式光伏發(fā)電項目擴展至全國風(fēng)電（含分散式風(fēng)電和海上風(fēng)電）、太陽能發(fā)電（含分布式光伏發(fā)電和光熱發(fā)電）、常規(guī)水電、生物質(zhì)發(fā)電、地?zé)崮馨l(fā)電、海洋能發(fā)電等已建檔立卡的可再生能源發(fā)電項目，基本覆蓋全部可再生能源項目，并進一步明確了綠證的權(quán)威性、唯一性和通用性，對于推動能源綠色低碳轉(zhuǎn)型、營造綠色消費環(huán)境、加快形成綠色生產(chǎn)方式和生活方式，助力經(jīng)濟社會全面綠色低碳發(fā)展具有重要現(xiàn)實意義。
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圖3 我國綠電市場交易發(fā)展歷程
國家能源局公布數(shù)據(jù)指出，2022年，我國新能源市場化交易電量達3465億千瓦時，占新能源總發(fā)電量的38.4%，較2020年提高14個百分點。2023年，預(yù)計我國全年綠電交易電量611億千瓦時，是2022年的10.5倍，實現(xiàn)交易規(guī)模穩(wěn)步增長。
（二）我國綠電市場不同交易模式對比
1.綠電價格主要由市場供需情況決定
綠電市場價格，主要由電能量價格和環(huán)境溢價組成，這兩部分分別體現(xiàn)了綠色電力的生產(chǎn)運營成本和環(huán)境屬性價值，計算方式存在一定差別。其中，電能量價格執(zhí)行燃煤基準價，環(huán)境溢價則是根據(jù)當(dāng)月合同電量、發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。簡單來說，綠電的市場價格，并不是由政府直接確定，而主要是按照保障收益的原則，參考綠色電力供需情況，依靠市場化方式確定。
據(jù)北京電力交易中心提供的數(shù)據(jù)，目前，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域綠電的溢價幅度約為20.53~105.52元/兆瓦時，其中寧夏、福建、重慶、天津、上海、浙江、江西七地的成交價格相當(dāng)于當(dāng)?shù)厝济夯鶞蕛r上浮20%左右的水平。同時，電力供應(yīng)緊張，也會在抬高當(dāng)?shù)鼗痣娊灰變r格的同時，帶動綠電交易價格上漲。
從地區(qū)來看，當(dāng)前，國家電網(wǎng)公司的平均綠電價格要比燃煤基準價每千瓦時溢價8分左右，南方電網(wǎng)公司的上漲幅度略低，每千瓦時溢價也要5~6分。
2.兩大電網(wǎng)公司綠電交易規(guī)則對比
2021年8月28日，國家發(fā)展改革委、國家能源局正式復(fù)函《綠色電力交易試點工作方案》，同意國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司開展綠色電力交易試點。其后，兩家電網(wǎng)公司分別開始了各自的綠色電力交易探索。
2022年5月25日，《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則》率先發(fā)布，對綠電交易的定義、規(guī)則、機制等進行了明確。2023年8月，《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則（修訂稿）》發(fā)布，根據(jù)補貼項目參與綠電交易的最新政策對實施細則進行了修訂，為國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域開展綠色電力交易提供了規(guī)則引導(dǎo)。
2023年2月，廣州電力交易中心會同廣東、廣西、昆明、貴州、海南等南方區(qū)域各電力交易機構(gòu)聯(lián)合編制印發(fā)《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）》，為區(qū)域內(nèi)綠色電力交易的有序運行提供了執(zhí)行及操作指引。4月，《南方區(qū)域綠電綠證市場建設(shè)工作方案》出臺，對綠電交易的規(guī)則和機制進行完善，進一步挖掘綠電消費潛力。
從兩份文件來看，其相同之處在于都對綠色電力、綠色電力交易的適用范圍、綠色電力市場參與方、交易方式、交易流程等內(nèi)容進行了明確定義，同時對“優(yōu)先組織未納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內(nèi)的風(fēng)電和光伏電量參與交易”進行強調(diào)，并根據(jù)經(jīng)營區(qū)域的不同發(fā)展特色在多個細節(jié)體現(xiàn)差異。
歷經(jīng)兩年探索，當(dāng)前，國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司綠色電力交易運行機制日漸完善，交易品種更加豐富，支撐市場規(guī)模持續(xù)擴大，為推動可再生能源健康發(fā)展作出積極貢獻。
表1 兩大電網(wǎng)綠電交易規(guī)則對比
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其中，據(jù)北京電力交易中心提供的數(shù)據(jù)，截至2023年8月25日，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域綠電交易量478.6億千瓦時，較2022年全年增長215%。同時，自2021年9月綠色電力交易試點啟動以來至2023年11月中，南方電網(wǎng)公司綠電交易電量累計超過120億千瓦時，并有望在2023年年底前實現(xiàn)全域電力現(xiàn)貨交易。
3.綠色電力省間交易與省內(nèi)交易情況對比
從裝機布局來看，我國風(fēng)電、光伏發(fā)電多建設(shè)在資源稟賦好但經(jīng)濟水平相對落后、電力負荷相對較低的西北地區(qū)，與位于我國東南部的負荷中心出現(xiàn)區(qū)域錯位。在這種情況下，大力發(fā)展綠色電力的省間及省內(nèi)交易，成為緩解資源富集區(qū)與負荷中心的供需錯配矛盾、優(yōu)化綠色電能資源配置、推動資源優(yōu)勢向經(jīng)濟優(yōu)勢轉(zhuǎn)化的一柄利器。
根據(jù)《綠色電力交易試點工作方案》《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則》《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）》等文件要求，我國開展綠電交易主要采用“省間與省內(nèi)強耦合、批發(fā)與零售緊連接”的交易模式。其中，省間交易指電力用戶或售電公司向其他省發(fā)電企業(yè)購買符合條件的綠色電力產(chǎn)品，旨在促進大規(guī)模資源優(yōu)化配置。省內(nèi)交易指由電力用戶或售電公司通過電力直接交易的方式向本省發(fā)電企業(yè)購買綠色電力產(chǎn)品，旨在推動資源平衡。
近年來，我國能源主管部門及相關(guān)電網(wǎng)公司持續(xù)完善市場交易運行機制，為可再生能源電力參與市場交易構(gòu)建了良好發(fā)展環(huán)境。同時，2021年11月，國家電網(wǎng)公司在開展跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨試點的基礎(chǔ)上，編制并發(fā)布《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》明確，通過市場化手段開展電力余缺互濟、促進清潔能源大范圍消納，優(yōu)先鼓勵有綠色電力需求的用戶與新能源發(fā)電企業(yè)參與省間電力現(xiàn)貨交易，對于促進綠色電力的開發(fā)和利用、推動我國能源結(jié)構(gòu)低碳轉(zhuǎn)型具有重要意義。
當(dāng)前，我國可進行綠電省間交易的機構(gòu)只有北京電力交易中心和廣州電力交易中心兩個區(qū)域電力交易中心，其他各省級電力交易中心僅可進行省內(nèi)綠色電力交易，或?qū)⒖缡^(qū)交易信息提交至北京或廣州電力交易中心后由其統(tǒng)一組織開展。
自交易試點于2021年9月正式啟動，我國綠電交易市場規(guī)模迅速擴大。其中，據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會公布的數(shù)據(jù)，2022年，我國綠色電力省內(nèi)交易量227.8億千瓦時，超過2021年交易總量的36倍。
2023年11月5—10日，第六屆中國國際進口博覽會在上海召開。據(jù)國網(wǎng)上海市電力公司相關(guān)負責(zé)人介紹，本次進博會通過省間綠電交易的方式，從來自安徽省的風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)采購綠電800萬千瓦時，覆蓋了本屆進博會展前、展中、展后期間的全部用電量，預(yù)計可減少碳排放約3360噸，也支撐進博會首次實現(xiàn)了100%綠電辦展。
需要注意的是，目前，由于各省在開展綠色電力交易時會根據(jù)本省實際情況對交易品種、交易方式、交易流程、價格機制等詳細規(guī)則進行調(diào)整，交易規(guī)則沒有做到完全統(tǒng)一，在一定程度上阻礙了綠電省間交易的順利開展，對綠電市場的長期持續(xù)發(fā)展已造成消極影響。
?。ㄈ┪覈G色電力市場交易面臨發(fā)展瓶頸
1.不同交易方式之間缺乏有效銜接
伴隨電力體制改革的日漸深化，我國綠證、綠電、碳排放權(quán)等電力交易形式快速發(fā)展，市場規(guī)模顯著提升，為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)作出積極貢獻。與此同時，由于我國可再生能源電力參與市場交易時間尚短，還未構(gòu)建能夠覆蓋全國范圍、包含所有交易方式的綠電市場交易頂層設(shè)計，導(dǎo)致不同交易方式之間缺乏有效連接。
例如，當(dāng)前，我國還未建立相對明確的綠電權(quán)益流轉(zhuǎn)認定和核銷機制。電力市場中，還出現(xiàn)了一些電力交易品種“交易了可再生能源的電量，但未交易對應(yīng)的環(huán)境權(quán)益”的情況，導(dǎo)致購售電雙方以及電力交易平臺對環(huán)境權(quán)益的認定存在差異，不利于綠電市場交易的順利開展。
2.綠電省間交易在機制、配套建設(shè)等方面還需進一步完善
當(dāng)前，我國“統(tǒng)一市場、兩級運作”的電力市場框架基本建成，形成了能夠銜接省間、省內(nèi)，覆蓋全國范圍、全類型周期、不同交易品種的市場體系，支撐電力市場化交易成為配置電力資源的最主要方式。與此同時，作為電力交易體系中發(fā)展相對較晚的一員，綠電交易目前還未形成頂層設(shè)計，省間、省內(nèi)市場銜接存在一定阻礙。
在運行機制方面，我國綠電跨省跨區(qū)“點對點”交易渠道還未完全建立，交易品種及合同周期的靈活性有待提升，以更好地滿足企業(yè)對綠色電力跨省區(qū)供應(yīng)的迫切需求。
在配套工程方面，遠距離輸電的實現(xiàn)需要依靠遠距離大容量輸電能力及電網(wǎng)調(diào)峰能力的提升，需要企業(yè)投入更多精力開展電網(wǎng)相關(guān)技術(shù)攻堅才可能實現(xiàn)技術(shù)的持續(xù)升級。不僅如此，加快特高壓輸電工程建設(shè)，為綠電遠距離輸送搭建橋梁，也已成為加快綠電省間交易發(fā)展的關(guān)鍵。
四、我國碳市場發(fā)展概況
近年來，為了嚴格控制碳排放總量，能夠通過多種形式的市場經(jīng)濟手段幫助排放主體實現(xiàn)減排目標的碳排放權(quán)交易（簡稱“碳交易”），已成為全球各國應(yīng)對氣候變化的一條重要途徑。
碳交易，指的是由政府確定碳排放總量目標及各主體碳排放配額，再由排放主體通過市場交易調(diào)整碳排放配額余缺，以達到總量減少目標。根據(jù)《碳排放權(quán)交易管理辦法（試行）》的要求，當(dāng)前，我國碳排放配額分配是以免費分配為主，小部分為有償分配（主要是拍賣分配）。生態(tài)環(huán)境部會根據(jù)國家溫室氣體排放控制要求，綜合考慮經(jīng)濟增長、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化、大氣污染物排放協(xié)同控制等因素，制定全國及各省級行政區(qū)的碳排放配額，再由省級生態(tài)環(huán)境部門向本地區(qū)內(nèi)的重點排放單位分配年度碳排放配額。
早在2011年，我國就曾在北京、上海、天津、重慶、湖北、廣東和深圳等七地開展碳交易試點工作。2013年6月18日，深圳碳排放權(quán)交易市場在全國七家試點省市中率先啟動，其運行經(jīng)驗為其他地區(qū)開展碳市場交易提供了有益參考。
作為強制履約市場，碳市場的政策約束性遠高于綠證及綠電交易。自2021年1月1日重新啟動以來，我國覆蓋全國范圍的碳交易市場已開展兩個履約期。第一個履約周期自2021年1月1日開始至當(dāng)年12月31日共運行交易日114個，碳排放配額累計成交量1.79億噸，累計成交額76.61億元，履約率約為99.5%。其運行顯著提升了企業(yè)碳排放管理意識和能力水平，其中2020年各類燃煤機組實際供電碳排放強度較2019年降低5%~13%，實際供熱碳排放強度較2019年降低7%~12%。當(dāng)前，第二個履約期的清繳工作已臨近尾聲，共納入發(fā)電行業(yè)重點排放單位2257家，年覆蓋二氧化碳排放量超50億噸，截至11月15日履約完成率超過95%。
（一）我國碳市場分類
1.碳排放配額（CEA）
碳排放配額（即CEA，Carbon Emission Allowance），簡稱碳配額，指國家分配給重點排放單位的規(guī)定時期內(nèi)的碳排放額度，是碳市場的主要交易產(chǎn)品。
目前，我國碳市場還處于發(fā)展初期，石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙、電力、航空八大重點行業(yè)被納入碳排放權(quán)交易的范圍，而被納入全國碳市場體系的只有發(fā)電一個行業(yè)。為保證碳市場健康平穩(wěn)有序運行，生態(tài)環(huán)境部于2023年3月15日發(fā)布《2021、2022年度全國碳排放權(quán)交易配額總量設(shè)定與分配實施方案（發(fā)電行業(yè)）》（以下簡稱《配額方案》），明確了配額發(fā)放、調(diào)整及清繳履約等管理流程，為相關(guān)主體如期實現(xiàn)目標提供有益引導(dǎo)。
據(jù)了解，由于2021、2022年我國碳市場建設(shè)剛剛起步，碳排放核算核查水平及數(shù)據(jù)質(zhì)量監(jiān)管能力尚待提升，碳排放數(shù)據(jù)存在一定不確定性。為了更好地保證配額分配總量符合預(yù)期目標，《配額方案》采取了“事后分配”的方式，即在2023年才對2021、2022年度的碳配額進行明確分配。同時，配額缺口率在10%及以上且確因經(jīng)營困難暫時無法完成履約的重點排放單位，可向省級生態(tài)環(huán)境主管部門申請預(yù)支2023年度部分預(yù)分配配額完成履約（預(yù)支部分會在2023年度配額核定清繳環(huán)節(jié)進行等量抵扣），但預(yù)支量不能超過年度配額缺口量的50%，且不可用于交易、抵押等其他用途。
實踐證明，這樣的分配方式能夠更加精準地把控配額分配總量和行業(yè)總體減排力度，既不會因為分配總量收縮過緊造成行業(yè)減排負擔(dān)過重，也不會因分配總量過于寬松導(dǎo)致碳市場無法更好地發(fā)揮促進減排的作用。
盡管目前我國碳配額份額的分配仍以免費為主，實際上，已有多個地區(qū)開始探索有償分配。例如，早在2015年，廣東省就曾組織過2015年度的碳排放配額有償競價發(fā)放，并最終以統(tǒng)一成交價16.1元/噸完成全部30萬噸的2015年度配額競拍。2023年11月，上海環(huán)境能源交易所也組織了兩場上海碳排放配額有償競價，并在第一次有償競價中，實現(xiàn)有償發(fā)放總量100萬噸，總成交金額達6751萬元。此外，湖北、北京、天津等多地也都進行過地區(qū)性碳配額拍賣探索。
數(shù)據(jù)顯示，截至10月25日，我國碳市場碳排放配額累計成交量3.65億噸，累計成交額達194.37億元人民幣。按照規(guī)劃，未來，伴隨我國碳市場數(shù)據(jù)質(zhì)量及制度的不斷完善、管理水平逐步提升、數(shù)據(jù)獲取時效性和準確度提高，我國碳市場也將由“事后分配”逐步轉(zhuǎn)為“事中分配”或“事前分配”，有助于經(jīng)營主體盡早明確預(yù)期，有更充足的時間完成碳配額履約。
2.國家核證自愿減排量（CCER）
國家核證自愿減排量（即CCER，Certified Emission Reduction），即中國核證減排量，指對我國境內(nèi)可再生能源、林業(yè)碳匯、甲烷利用等項目的溫室氣體減排效果進行量化核證，并在國家溫室氣體自愿減排交易注冊登記系統(tǒng)中登記的溫室氣體減排量。CCER交易，就是控排企業(yè)向?qū)嵤疤嫉窒被顒拥钠髽I(yè)購買可用于抵消自身碳排放的核證量，是全國碳排放權(quán)交易市場的關(guān)鍵補充。
早在2009年，我國就曾啟動CCER交易規(guī)范性文件的研究和起草工作，并于2012年印發(fā)《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》《溫室氣體自愿減排項目審定與核證指南》兩份文件，確定了CCER的交易機制及項目工作流程。2015年，國家發(fā)展改革委上線自愿減排交易信息平臺，允許簽發(fā)后的CCER項目進入交易所交易。然而，由于這一階段CCER市場建設(shè)尚處于探索階段，市場運行中出現(xiàn)了溫室氣體自愿減排交易量小、個別項目不夠規(guī)范等問題，導(dǎo)致項目備案申請簽發(fā)工作于2017年3月停止。截至此時，我國CCER備案量約為5288萬噸二氧化碳當(dāng)量。此后，盡管國家自愿減排交易注冊登記系統(tǒng)于2018年5月恢復(fù)運行，但直至今日，增量項目的備案申請一直處于停滯狀態(tài)。
在碳市場體系中，CCER是CEA的重要補充，能夠為控排企業(yè)完成碳排放履約時提供更多選擇。自2021年2月1日起正式施行的《碳排放權(quán)交易管理辦法（試行）》明確規(guī)定，“重點排放單位每年可以使用國家核證自愿減排量（不得來自納入全國碳排放權(quán)交易市場配額管理的減排項目）抵銷碳排放配額的清繳，抵銷比例不得超過應(yīng)清繳碳排放配額的5%”。
從履約形式和減排主體來看，CCER與CEA存在明顯區(qū)別。CEA是強制減排市場，以碳配額為交易對象，相關(guān)主體必須完成履約指標。而CCER則為一種市場化激勵手段，交易對象為風(fēng)電、光伏、沼氣、林業(yè)碳匯等低碳綠色項目產(chǎn)生的自愿減排量，相關(guān)主體可以將項目減排量通過市場交易實現(xiàn)環(huán)境價值變現(xiàn)獲得經(jīng)濟收益，可以看作是碳市場框架體系下對自愿減排主體的補償和獎勵。
表2 CEA與CCER規(guī)則對比
資料來源：根據(jù)公開資料整理
10月，生態(tài)環(huán)境部發(fā)布《溫室氣體自愿減排交易管理辦法（試行）》，圍繞自愿減排交易的各關(guān)鍵環(huán)節(jié)和參與主體，規(guī)定了項目業(yè)主、審定與核查機構(gòu)、注冊登記機構(gòu)、交易機構(gòu)等各方權(quán)利、義務(wù)和法律責(zé)任，被業(yè)內(nèi)認為是我國CCER市場即將重新啟動的信號。而生態(tài)環(huán)境部新聞發(fā)言人也在生態(tài)環(huán)境部例行新聞發(fā)布會上明確表示，力爭于2023年年內(nèi)盡早啟動全國溫室氣體自愿減排交易市場，以有效發(fā)揮市場機制對控制溫室氣體排放、促進綠色低碳技術(shù)創(chuàng)新的重要作用。
（二）我國兩個碳市場履約期運行機制對比
當(dāng)前，我國碳市場已啟動兩輪。截至11月底，第二個履約期的總體配額履約率超過95%，上海、海南、青海等多地已提前完成清繳履約工作。
表3 我國兩個碳市場履約期運行機制對比
資料來源：生態(tài)環(huán)境部
從運行機制來看，第二個履約期基本沿襲了前一次的總體框架。例如，兩次碳市場的履約周期均為兩年，配額分配的覆蓋主體同為電力行業(yè)，市場運行采用強制市場的履約機制且以碳配額為交易標的。在抵消機制上，重點排放單位每年可以使用國家核證自愿減排量抵消碳排放配額，但比例不得超過應(yīng)繳配額的5%。
同時，在第一個履約期探索、實踐的基礎(chǔ)上，第二個履約期在配額分配的年度劃分、基準值、修正系數(shù)、履約方式等方面對部分細則進行了優(yōu)化，以壓實企業(yè)降碳責(zé)任，加快推動電力行業(yè)綠色低碳轉(zhuǎn)型。
（三）我國碳市場發(fā)展面臨發(fā)展瓶頸
1.碳市場交易出現(xiàn)明顯“潮汐效應(yīng)”
數(shù)據(jù)顯示，全國碳市場第一個履約期碳排放配額累計成交量1.79億噸，其中臨近履約的11—12月合計成交量占比就達到了82%，市場交易分布呈現(xiàn)出明顯的“潮汐效應(yīng)”。
出現(xiàn)這一情況，主要是因為在我國碳市場第一履約期啟動之時，企業(yè)對碳市場交易的框架及交易形式等了解還不夠充足，導(dǎo)致市場觀望情緒嚴重，企業(yè)“惜售”心理強，在一定程度上導(dǎo)致部分控排單位臨近年度履約期結(jié)束才開始集中交易，使市場呈現(xiàn)出了年中冷淡、年尾火熱的明顯差異。
2.碳市場交易體系有待進一步完善
當(dāng)前，我國碳市場交易的第二履約期已臨近尾聲，經(jīng)過兩輪實踐，碳市場運行機制逐步完善，市場規(guī)模明顯擴大，但仍存在覆蓋行業(yè)有限、交易品種不足等問題。
首先，目前我國碳市場僅包含了來自發(fā)電行業(yè)的兩千余家企業(yè)，同屬高碳排放行業(yè)的水泥、鋼鐵、石化、化工等行業(yè)并未納入其中，碳市場覆蓋范圍還有不小的擴大空間。而以國有企業(yè)為交易主體的市場結(jié)構(gòu)，也導(dǎo)致全國碳市場的活力稍顯不足。
其次，無論是我國碳市場發(fā)展所處階段還是國家下發(fā)的多個“雙碳”政策相關(guān)文件中，都要求碳市場運行機制中增加更多的交易方式和交易產(chǎn)品，以加快全國碳市場的市場化進程。例如，目前我國碳市場僅納入了發(fā)電行業(yè)，且配額全部免費發(fā)放，市場參與主體和產(chǎn)品均有待進一步豐富。同時，引入碳期貨、碳期權(quán)等金融衍生品，能夠進一步加強市場的價格發(fā)現(xiàn)功能、提升市場活躍度。
3.價格波動無法充分反映市場信號
目前，我國碳市場的碳配額分配方式仍以免費分配為主。這一方式對企業(yè)的成本沖擊相對較小，但無法充分反映碳配額的經(jīng)濟價值或企業(yè)的減排成本，難以充分體現(xiàn)碳價格對市場的引導(dǎo)作用。未來，還需逐步引入有償分配制度，以凸顯碳市場的引導(dǎo)作用，進一步完善全國碳市場制度體系建設(shè)。
同時，據(jù)不完全統(tǒng)計，當(dāng)前大宗交易在我國碳市場中的占據(jù)絕大多數(shù)。其主要通過集團內(nèi)部的配額調(diào)配、不同控排企業(yè)之間直接洽談或居間磋商的方式實現(xiàn)，交易過程不夠透明，會在一定程度上增加交易成本，同樣無法充分反映碳配額價值或企業(yè)減排成本。
五、國際可再生能源電力交易發(fā)展概況
與我國相比，美國、歐洲等地區(qū)的可再生能源行業(yè)發(fā)展相對較早，綠電交易市場發(fā)展更為成熟。
作為世界上最早實施可再生能源電力配額制的國家之一，早在1993年，美國聯(lián)邦環(huán)境保護局就為執(zhí)行一項要求聯(lián)邦公共機構(gòu)采購可再生能源電力的總統(tǒng)行政令引入了綠色電力證書制度，并于2000年完成第一筆自愿交易。2001年，荷蘭開始啟動綠證交易。隨后，綠證交易在日本、英國、澳大利亞等二十余個國家陸續(xù)啟動。
在全球綠色低碳轉(zhuǎn)型的背景下，近年來，全球綠電市場規(guī)模維持了較快增長。數(shù)據(jù)顯示，2020年全球綠色電力市場規(guī)模超過3萬億美元，同比增長20%；2021年，全球市場規(guī)模增至3.5萬億美元，同比增長16.7%；2022年，全球市場規(guī)模進一步擴大至5.1萬億美元左右，同比增速近17%。其中，歐洲地區(qū)的綠色電力市場占全球比重位居首位，已超過半數(shù)份額；北美、亞太地區(qū)緊隨其后，市場占比分別約為25%、12%，全球綠電市場呈現(xiàn)高度集中局面。
據(jù)業(yè)內(nèi)預(yù)測，在2025年，全球綠電市場規(guī)模有望達到6萬億美元左右，年均增長率約為6%。
（一）國際可再生能源電力市場交易發(fā)展概況
進入21世紀，歐盟、美國等發(fā)達經(jīng)濟體的綠色低碳轉(zhuǎn)型需求日益強烈，提高風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源電力的裝機規(guī)模、擴大綠電使用量，已成為全球各國應(yīng)對氣候變化、推動能源轉(zhuǎn)型的重中之重。
尤其是歐盟于2023年完全立法的碳邊境調(diào)節(jié)機制（又稱碳邊境稅或碳關(guān)稅），征收范圍覆蓋了鋼鐵、水泥、鋁、化肥、電力及氫等多個領(lǐng)域，要求針對其進口至歐盟或從歐盟出口的高碳產(chǎn)品繳納相應(yīng)額度的稅費或退還相應(yīng)的碳排放配額。這一法案生效后，導(dǎo)致這些產(chǎn)品的進口商須在進入歐盟時支付生產(chǎn)國碳價與歐盟碳排放交易體系中碳配額價格之間的差價，迫使相關(guān)制造企業(yè)努力降低產(chǎn)品制造過程中的碳排放量以降低出口成本。
歷經(jīng)三十年的探索與實踐，當(dāng)前，美國已形成可再生能源配額制強制市場與自愿交易并存、采購方式靈活多樣的市場格局。其中，強制市場是各州政府在可再生能源配額制的基礎(chǔ)上建立，要求其轄區(qū)內(nèi)綠色電力供應(yīng)商須在規(guī)定期限內(nèi)提供一定比例的綠色電力供應(yīng)量或完成規(guī)定裝機容量，并進行監(jiān)督考核。據(jù)了解，目前，美國執(zhí)行強制配額制的29個州和華盛頓特區(qū)及2個附屬地區(qū)均要求建立可再生能源證書交易市場，以保證資源匱乏地區(qū)的責(zé)任主體能夠通過購買綠色電力或綠證來履行配額義務(wù)?？梢哉f，強制配額制已成為美國綠證交易發(fā)展的有力保障。而自愿市場主要面向有綠電采購需求的企業(yè)或個人，使買方可以通過購電協(xié)議、購買非捆綁綠證、社區(qū)集中采購等更加多樣化的方式滿足綠電使用需求。
總體來看，美國、歐洲等地區(qū)的綠電交易發(fā)展主要呈現(xiàn)兩個特征。
一是可再生能源發(fā)展規(guī)劃與激勵措施相結(jié)合擴大綠電消費市場。當(dāng)前，丹麥、德國、英國等可再生能源起步較早的國家，通過多年實踐均已形成較為完備、系統(tǒng)的法律法規(guī)體系和固定上網(wǎng)電價、溢價補貼、差價合約等財政激勵措施，為拓展綠電交易市場規(guī)模構(gòu)建可靠保障。同時，在《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第二十八次締約方大會（COP28）上，有116個國家簽署了“全球可再生能源和能源效率承諾”，同意到2030年將全球可再生能源發(fā)電裝機容量增加兩倍，并將全球能源效率的年均提高率翻一番，為加快全球能源綠色轉(zhuǎn)型提供有力支撐。
二是行政手段與市場機制相結(jié)合激發(fā)綠電消費潛力。行政手段，主要是以法律法規(guī)、行政命令等形式規(guī)定企業(yè)、機構(gòu)、居民等市場參與者在能源消費活動中消納綠電的比例，逐漸培養(yǎng)社會的綠電消費意識。市場機制，主要是通過市場化手段，以綠證為媒介、以電力市場和綠證交易市場為載體構(gòu)建的綠電配額履約機制?？梢哉f，當(dāng)前，強制市場配額與綠證交易“捆綁”發(fā)展已成為國際上廣泛應(yīng)用的、促進可再生能源綠色發(fā)展的途徑，能夠有效激發(fā)市場活力，值得我國借鑒參考。
（二）我國綠證在國際市場權(quán)威性亟待提升
作為生產(chǎn)制造業(yè)大國，我國重視綠色電力發(fā)展，積極促進綠色電力消費，一方面是為了推動我國經(jīng)濟社會轉(zhuǎn)型升級，另一方面是為了滿足國際市場要求，確保在全球供應(yīng)鏈格局中保持領(lǐng)先地位。
因RE100在國際市場上享有較高認可度，當(dāng)前全球很多國家都把能否取得RE100認可視為綠證可信度的標準。近年來，全球市場上公認的綠證標準主要包含GEC（Green Electricity Certificate，即中國綠證）、I-REC（International Renewable Energy Certificate，即國際可再生能源證書）和GO（Guarantees of Origins，即歐盟來源擔(dān)保證書）。
需要說明的是，盡管我國綠證已被納入國際綠電消費倡議（即RE100）的認可范圍，然而RE100在其于2020年8月發(fā)布的《中國綠證報告》中指出，當(dāng)前中國制度下綠證擁有的環(huán)境價值，存在與超額消納量以及CCER所對應(yīng)的環(huán)境價值重復(fù)計算的現(xiàn)象，不滿足RE100對綠證必須擁有完全的環(huán)境屬性的要求，因此RE100只能對中國綠證做有條件認可，企業(yè)想要所購買的中國綠證獲取RE100認可須向RE100做出額外解釋和證明，承諾其綠證所對應(yīng)電量的環(huán)境價值沒有被出售、轉(zhuǎn)讓或在其他地方被聲明使用。2023年5月，RE100在其發(fā)布的技術(shù)導(dǎo)則中再次指出，企業(yè)如需要使用中國綠證，要購買可再生能源項目開發(fā)過的所有碳抵消量，并同時提交強有力的使用說明。兩項文件的發(fā)布，導(dǎo)致我國綠證在國際市場可信度相對偏低。
同時，歐盟剛剛生效的碳邊境調(diào)節(jié)機制，在一定程度上迫使我國出口型企業(yè)需采用清潔環(huán)保技術(shù)以降低生產(chǎn)過程中的碳排放，或直接承擔(dān)額外的關(guān)稅成本，抬高了我國出口至歐盟產(chǎn)品的整體成本，在市場競爭方面落入下風(fēng)。然而，從另一個角度來看，這一機制也將有效提升企業(yè)綠電消費的積極性，激發(fā)我國綠電交易市場發(fā)展?jié)摿Α?/span>
六、幾點思考
（一）可再生能源參與電力市場交易還有較大潛力
自試點工作啟動以來，我國可再生能源參與電力市場交易規(guī)?？焖偬嵘?，覆蓋省份持續(xù)增加，但仍存在總交易量中占比相對較小、覆蓋面可進一步擴展等問題。
當(dāng)前，我國綠電交易量在全國電力市場交易總量中占比較小，需求側(cè)潛力還有較大釋放空間。據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會提供的數(shù)據(jù)，2022年，全國綠色電力省內(nèi)交易量占全國市場交易量比重約為0.43%；2023年1—6月，綠電交易僅占全國總交易量的1%，存在較大增長空間。
（二）推動綠電交易周期向長周期逐步邁進
目前，我國綠色電力交易周期以多個月或年度交易的短期交易模式為主，操作方式相對靈活。與其相比，中長期交易能夠提前鎖定電力資源的數(shù)量和價格，市場價格相對穩(wěn)定，生產(chǎn)經(jīng)營可預(yù)測性更強，參與者的風(fēng)險控制能力相對更高，更有利于行業(yè)的健康有序發(fā)展。
建議我國綠電市場開展交易時，引導(dǎo)可再生能源項目簽訂長期購電協(xié)議，將與用戶交易的周期逐步拓展至5~10年，以構(gòu)建更有利于可再生能源發(fā)展的長效交易機制，為綠電市場及整體行業(yè)構(gòu)建良好的發(fā)展環(huán)境及制度保障。
?。ㄈ┘訌?/span>綠電消費與碳市場、能耗“雙控”等相關(guān)機制的聯(lián)動
當(dāng)前，我國建立了綠色電力證書、綠色電力市場交易、碳市場、能耗“雙控”等多個相關(guān)制度，從不同角度全力提升我國能源發(fā)展的綠色水平，加快推動經(jīng)濟社會全面綠色低碳轉(zhuǎn)型。然而，由于這些機制分別由不同的政府部門負責(zé)，在運行機制、核算標準等方面尚未完全打通，一定程度上提高了相關(guān)企業(yè)的運行成本。例如，綠證與碳市場對可再生能源項目環(huán)境溢價的重復(fù)計算，就導(dǎo)致我國綠證在國際市場上的公信力有所降低，抬高了我國出口型企業(yè)的“出?！背杀尽?/span>
因此，建議加強不同市場、不同運行機制之間的有效銜接，以降低企業(yè)運營成本，促進行業(yè)快速發(fā)展。
首先，推動綠電市場與能耗“雙控”機制的互聯(lián)互通，促進綠電、綠證交易相關(guān)數(shù)據(jù)納入能耗雙控計算機制，并在核算中予以相關(guān)扣減。在通過能耗雙控強制性提升綠電權(quán)威性的同時，一定程度上降低企業(yè)運營成本，加快我國綠色轉(zhuǎn)型升級。
其次，加強綠證、綠電、碳交易三個市場的有效銜接，加快構(gòu)建適應(yīng)電碳市場協(xié)同的制度框架體系，明確規(guī)則標準、協(xié)調(diào)機制，加強電碳市場數(shù)據(jù)互通互認，促進綠電對應(yīng)碳減排量納入碳市場配額核減，統(tǒng)籌利用強制市場與資源市場，逐步構(gòu)建“證—電—碳”協(xié)調(diào)運行的考核機制。■
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責(zé)任編輯：楊娜
