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绿电交易如何走向常态化

作者:记者 韩晓彤 来源:南方能源观察 发布时间:2022-08-10 浏览:

中国储能网讯:近日,福建省组织开展首次绿色电力交易。本次绿色电力交易以双边协商形式开展,累计成交电量2842.7万千瓦时,成交价格优于月度集中竞价价格。自2021年9月我国绿色电力交易试点正式启动后,绿电交易的版图正在不断扩大。

2022年上半年,绿电交易量持续增加,两大电网公司经营范围内绿电交易量接近百亿千瓦时。与此同时,绿电交易的环境溢价也发生了变化,绿电、绿证、碳市场衔接有了初步进展,我国主导的首个绿电交易领域国际标准成功立项。

种种迹象表明,绿色电力交易正从试点阶段逐渐走向常态化。

有用电企业表示,其所在的公司始终关注绿电交易,但在实际操作中,仍然面临困难和阻碍,期待在电-碳-能耗互通、跨省区交易、绿色属性认证等方面,不断创新完善交易机制和规则。

市场交易量增加

据中电联统计,2022年1—5月份,全国各电力交易中心绿色电力直接交易量达到57.1亿千瓦时。有电力行业从业者估计,2022年全年绿色电力交易量将接近百亿千瓦时。

北京电力交易中心新能源交易部副主任徐亮在7月的一场交流研讨会上介绍,截至2022年7月1日,北京电力交易中心在国家电网公司经营范围之内,共组织绿电交易149笔,达成绿电交易规模超过140亿千瓦时,其中2022年初以来交易量约为71亿千瓦时;省间交易量为24亿千瓦时,省内交易量为116亿千瓦时;参与绿电交易发电主体267家、电力批发用户140家、售电公司165家、电力零售用户305家。

从发电侧成交规模看,国家电投总成交规模最大,为45.5亿千瓦时,占总成交电量32%,其次为中广核、大唐;五大发电集团外,北京京能、湖北能源等地方能源集团也积极参与绿电交易。

用户侧则呈现高度集中特点,汽车制造业、化工行业、数据中心参与绿电交易积极,跨国企业、外向型企业购买绿电意愿强烈,其中宝马公司成交量最大。

广州电力交易中心相关工作人员告诉eo,2022年上半年,南方区域完成结算的绿电交易量约6亿千瓦时,其中广东4.2亿千瓦时,广西约为1.8亿千瓦时,截至上半年底累计组织成交25.7亿千瓦时。

2021—2022年,广东绿电交易规模达13.3亿千瓦时,在南方区域位居首位,增长迅猛。广西自2022年5月份开始,每个月绿电交易量都有增长。云南、贵州、海南也在逐步推进。

多位电力行业从业者介绍,绿电交易市场“跑起来了”,和交易规则的出台有很大关系。2022年2月,广州电力交易中心等部门联合印发《南方区域绿色电力交易规则(试行)》;5月,北京电力交易中心印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》。两份规则对绿电交易的交易组织、交易价格、交易结算、绿证划转等方式及流程进行了细化。

绿色电力交易优先组织无补贴新能源项目参与,交易规模逐步扩大,与平价新能源项目增加也密不可分。

与此同时,绿电、绿证、碳市场的衔接,一直以来都是业界关心的问题。2022年以来,交易中心在这方面做出了一些“破壁”尝试。

绿证是证明用户购买绿色电力、使用绿色电力的凭证。电力交易中心将绿色属性标识和权益凭证直接赋予绿电产品,绿证和绿电实现了同步流转。

2022年6月,广州电力交易中心联合广东、广西、昆明、贵州、海南电力交易中心在南方五省区共同举办南方区域绿色电力交易首批绿证颁发仪式。截至2022年7月8日,北京电力交易中心核发、划转788张绿电证书,同时提供北京电力交易中心认证的绿色电力消费凭证。

2022年4月26日,湖北省内首场绿色电力交易签约,参与交易的电力用户获得由湖北电力交易中心、湖北碳排放权交易中心共同认证的绿证,绿证上同时标明了交易电量和等效减排二氧化碳量。据《湖北日报》报道,这是全国首批电、碳市场双认证的绿证。企业凭借绿证,可将其富余的碳排放配额在国内碳市场中出售获益。

环境价值几何

A. 度电最高溢价0.11元

按照交易规则,绿色电力价格由电能量价格和环境溢价两部分组成,环境溢价体现绿色电力的环境属性价值。广州电力交易中心相关工作人员告诉eo,计算环境溢价的核心原则是,绿电价格以风、光不参与绿电交易时的上网电价为基础上浮,上浮部分为环境溢价。

2021年首批绿电试点交易的成交价格较当地电力中长期交易价格增加了0.03元/千瓦时—0.05元/千瓦时,较彼时的燃煤发电基准价大约上浮0.02元/千瓦时。

据徐亮介绍,自启动试点以来,北京电力交易中心交易的绿电刨去冬奥会使用部分,较燃煤发电基准价平均溢价0.08元/千瓦时左右,省内交易溢价高于省间交易溢价,最高溢价为0.11元/千瓦时。

在南方区域,广东新能源为全额保障性收购,只有少量风电、光伏进入绿电市场,收购价格为该省燃煤发电基准价0.453元/千瓦时。照此计算,目前环境溢价约为每千瓦时5—6分。

广东电力交易中心披露数据,2022年2—7月可再生能源电力月度交易成交均价分别为0.498元/千瓦时、0.505元/千瓦时、0.515元/千瓦时、0.515元/千瓦时、0.514元/千瓦时、0.518元/千瓦时(注:交易标的为当月电量),较燃煤发电基准价分别上浮0.045元/千瓦时、0.052元/千瓦时、0.062元/千瓦时、0.062元/千瓦时、0.061元/千瓦时、0.065元/千瓦时。

按照国家发改委于2021年10月印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格【2021】1439号,以下简称1439号文),燃煤发电市场交易价格浮动范围被扩大为不超过20%,在广东省,该价格上限为0.554元/千瓦时。

此外,南方区域绿色电力交易包括直接交易和认购交易两种形式,认购交易是电网代理购电的中小型电力用户购买绿色电力的途径。

据悉,4月13日,南方区域2022年度首批绿色电力认购交易在广东、海南两省正式开展,绿色电力环境溢价平均约3分/千瓦时。6月份贵州组织的绿色电力认购交易环境溢价约为7分/千瓦时。

前述交易中心工作人员称,由于认购交易中的电能量价格默认为电力用户所在省区电网企业代理购电的价格,因此发用双方协商的主要内容就是环境溢价。

B. 溢价有了“价格帽”

《南方区域绿色电力交易规则(试行)》规定,可以参考绿色电力供需情况,合理设置绿色电力交易价格的上、下限,《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》中也有类似规定。

广东专门为绿电交易中的环境溢价部分设置了“价格帽”。

2022年4月开始实行的《广东省可再生能源交易规则(试行)(修改稿)》规定,绿电交易电能量电费和环境溢价电费分开结算。据广东电力交易中心工作人员介绍,分开设置后,电能量电费方面,常规交易的上限为0.554元/千瓦时,同时为环境溢价单独设置了5分钱的“价格帽”,即绿电交易总价最高可以达到0.604元/千瓦时。

上述工作人员表示,5分钱的“价格帽”考虑了平价绿证价格等综合因素,后续还可能动态调整。

据eo了解,江苏、河北省也设置了绿电交易相关价格的约束机制。

江苏的“价格帽”针对绿电交易总价。据熟悉江苏的电力行业从业者介绍,1439号文规定“现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准”,但是没有明确新能源发电价格是否也要受上下浮动20%的限制。江苏选择在批发侧成交总价设置了上浮20%的限制。

据江苏电力交易中心披露,江苏省绿电交易2—5月月度交易均价分别为0.462元/千瓦时、0.465元/千瓦时、0.467元/千瓦时、0.467元/千瓦时。该省燃煤发电基准价为0.391元/千瓦时,上浮20%后为0.469元/千瓦时。上述四个月该省火电的市场成交价在0.467—0.469元/千瓦时之间,略高于绿电交易价格。

然而,上述电力行业从业者介绍,江苏平价风光项目不多,但需求旺盛,实际上批发侧真实的成交价格高于0.469元/千瓦时,多出来的部分会在场外进行结算,目前绿电交易价格没有反映真实的市场供需情况。

浙江则没有对绿电交易价格做出上述限制,在批发侧,绿色电力交易成交价多次高于燃煤发电基准价的1.2倍。

C. 价格水平是否合理?

按照绿电交易的规则,政策补贴和环境溢价不可兼得。因此,业界普遍持有的一个观点是:环境溢价起到了“接棒”新能源补贴的作用。

对于环境溢价的水平,多名电力行业从业者介绍,2021年绿色电力试点交易每千瓦时的环境溢价为3—5分钱,参照的是碳配额交易价格。

相关从业者告诉eo:“购买绿电相较购买火电可以达到减排效果,环境溢价就应该是减排的那部分碳价。”

环境溢价的另一个参照物是平价绿证价格,平价绿证当时的价格为每张50元,对应1000千瓦时绿电,即每千瓦时5分钱。

对于当前的溢价水平,市场主体有多种看法。

部分市场主体认为环境溢价“虚高”,较高的环境溢价会挫伤市场主体购买绿电的积极性,倒逼市场主体选择替代品,如国际绿证等,长远看不是一件好事。

也有市场主体认为,目前的环境溢价是合理的,甚至是被低估的。远景能源相关工作人员介绍,目前国内碳市场价格远远低于欧盟碳市场价格,在未来欧盟可能实施碳边境调节机制的背景下,国内绿电交易的环境溢价不应低于欧洲。还有市场主体表示只在乎绿电的总价。

有市场主体告诉eo:“等碳、电两个市场打通,环境溢价可以真正体现环境属性,绿电交易真正变成可持续市场的时候,市场自然会给出合理的环境溢价。”

绿电交易下一步:市场互通

徐亮介绍,目前关注绿电交易的用电企业虽然比较多,但是缺乏实质性的激励政策,很多省的消纳责任权重指标考核对象都是省级电网公司,很少分解到电力用户,因此用户购买绿电的动力不足。

他透露,交易中心将推动政府制定相关政策,将消纳可再生能源责任权重指标分解到电力用户,通过政策将高耗能行业消费绿电的比例确定下来,在能耗双控方面给予一定激励,引导用户积极参与绿电消费。

然而,不少市场主体表示,他们主要面临“无粮可购”的情况。有从业者介绍,目前国内一些地方的新能源企业可参与绿电交易的电量很少,有的省份甚至基本没有平价绿电项目,“不是不供应,是真的没有。”

徐亮说,平价新能源地区间供需不平衡现象确实比较严重。绿电需求旺盛的东部地区供给不足,如果未来高耗能企业强制购买绿电,平价绿电供给远远不够,需要引入带补贴机组参与绿电交易以增加供给能力。交易中心也将进一步研究带补贴新能源参与绿电交易的机制。

市场主体还呼吁开展更多跨省区绿电交易,以满足东部地区旺盛的绿电需求,但这还涉及输电通道和省间电力框架协议。(相关讨论详见《绿电交易为什么难》)

不少市场主体在受访时表示,绿证和绿电现在基本打通,电和碳如何衔接是他们下一步关心的问题,尤其是如何用绿电消费量抵扣碳配额。

广州电力交易中心相关工作人员介绍,目前绿电交易市场和碳市场都还在探索阶段,碳市场目前只有发电行业参与,打通两个市场的条件尚不成熟。

徐亮介绍,下一步将持续推动相关政府部门将发电以外的行业纳入全国碳市场,明确在碳核查计算中全额扣减购买绿电带来的碳减排量,同时进一步完善绿证制度。

前述交易中心工作人员还介绍,目前绿电交易在起步阶段,以鼓励发展为主,但是当新能源成为主要电源时,就应该承担更多电力系统稳定调节成本。

徐亮认为,绿电交易主体要合理承担系统调节成本,相关价格机制有待进一步完善。新能源渗透率提高对系统调节能力提出了更高要求,传统火电机组将转向提供辅助服务、系统备用容量等功能,新能源在获取环境价值收益的同时,应该分摊系统调节成本。

据他透露,交易中心正在研究建立相关分摊机制,实现各主体公平承担系统平衡责任的目标。

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关键字:绿电交易

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