从南方区域看绿电发展前景

截至2021年底，南方区域风电、光伏统调装机容量为5580万千瓦，占总装机容量的14.1%，其中风电装机3080万千瓦，光伏装机2500万千瓦。风光发电总体利用率达到99.8%，基本实现全额消纳。

从存量带补贴项目来看，包括2020年底前核准并网或竞争配置的带补贴风光项目，2021年参与市场化交易电量为196亿千瓦时，市场化比例22%，其中云南195.8亿千瓦时，广东0.18亿千瓦时。若维持放开比例不变，“十四五”期间每年市场规模为200亿千瓦时。

从增量平价项目来看，“十四五”期间，南方五省区电源装机总规模将达到6亿千瓦，规划新增风电、光伏装机1亿千瓦以上。平价项目将成为绿电交易的主力电源，2025年最大可交易电量1600亿千瓦时。

南方区域绿色电力将迎来快速发展，呈现以下特点：

一是预计“十四五”期间南方五省区电力需求增速高于全国平均水平，煤炭、天然气供应保障均存在不确定性。仅靠风电、光伏可开发容量难以保障电力需求，可能经常出现电力、电量双缺局面。

二是大幅增加的绿色能源将产生巨大的调节能力需求，2025年广东、广西均存在调峰缺口，难以实现省内平衡。

三是绿色电力外部成本将导致电价水平上升。“十四五”期间配套建设抽水蓄能、电化学储能等调节电源，加之海上风电、气电等高价电源电量占比增加，2025年五省区电源平均上网电价较2020年平均上涨近0.03元/千瓦时。

四是各省区制定了较为稳健的绿色电力平价项目支持政策，均按照国家政策要求执行上网指导电价，有助于绿色电力健康可持续发展。

五是绿色电力具有较好的跨省区配置效益，考虑跨省输电价格之后对各省区指导价比较，海南绿电送广东可实现发电溢价0.32分/千瓦时、广西送广东可实现发电溢价0.93分/千瓦时，有利于提升绿色电力收益。

绿色电力交易面临的关键问题

2021年，南方区域共有40家市场主体成交绿色电力10.48亿千瓦时，包括风电3.16亿千瓦时，光伏7.32亿千瓦时，实现绿电交易的优先组织、优先执行、优先结算。从市场范围看，本次绿电交易首次实现南方区域跨区跨省新能源“点对点”直接交易1.2亿千瓦时；省内9.21亿千瓦时，其中广东9.075亿千瓦时，广西0.064亿千瓦时，云南0.07亿千瓦时。互联网及大数据公司、外向型企业成为主要的绿电买家。

然而，绿电交易仍存在如下问题。

一是绿电交易的活跃度不高。主要原因在于，首先，存量项目因为核准早、价格高、补贴高，缺乏意愿放弃补贴入市。第二，边际成本低，与其他电源难以同台交易。第三，发电不可控，中长期出力预测困难，与用电曲线难以匹配，一旦入市则面临偏差考核风险。第四，享受电网保障收购政策，享受财税优待，相比入市交易具有非常明显的优势。上述原因导致发电企业主动入市意愿并不强烈。此外，在目前供需形势紧张的环境下，绿电价格的电能量价格主要沿用指导价格政策，环境属性的溢价也不高，也削弱了发电企业交易积极性。绿电平价项目目前投产规模较小，已投产绿电项目放开参与市场交易的比例不高，也是制约绿电交易规模的主要原因。

二是现有市场体系对绿电交易的支持力度不够。绿电进入省区和跨区跨省市场的市场准入未充分放开，不同省区市场规则差异较大，短周期交易品种不足，尤其是偏差考核风险大，参加现货方式尚未明确，以上因素也限制了绿电交易发展。

三是未来绿电波动性间歇性增大，各省区存在消纳困难问题。各省区将难以应对大规模新能源并网导致的波动性和间歇性问题，西电东送潮流分布将发生方向性转变，现有“网省两级运作”市场模式需要改进。跨省区输配电价核价方式以协议送电方向、固定规模为基础制定，也不利于绿色电力多方向灵活消纳。

四是绿电高比例入市将导致电价偏离电源综合成本，现有定价机制存在不适应问题。市场中绿电比例提升后，边际出清定价机制将频繁产生地板价、尖峰价，会影响绿电项目投资决策，也难以实现高成本电源投资回收。

五是绿电外部成本对社会产生价格冲击，需要稳妥制定疏导机制。系统调节成本、电网配套建设成本等外部成本疏导机制尚不完备，需要逐项明确外部成本的贡献方和收益方，制定合理的分摊方式。

六是绿电消费尚未体现对碳排放“双控”的贡献。2021年12月召开的中央经济工作会上提出，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。目前，企业购买绿色电力暂无法抵扣能耗“双控”，也无法获得碳配额，通过建设绿电项目获得减排量的CCER机制尚未重启，消费绿电的节能减排效益没有获得认可。

七是我国存量项目绿证的国际认可度不高。存量项目在入市交易时并未取消电网保障收购政策，导致RE100（企业100%使用可再生能源电力）难以认定绿电环境属性属于消费者；“保障收购”等同于计划电，未产生减碳增量效益。这说明我国可再生能源保障收购政策与国际绿证的认证标准存在一定的不对应，影响了存量绿证的国际认可度。目前仅增量平价绿证比较符合RE100标准。

完善绿色电力市场机制的思考

一是市场主体区分存量和增量，存量项目基数电量作为优先发电保障收购，增量项目有序放开进入市场。存量带补贴项目的市场化电量按照现有各省区交易规则执行，通过市场化交易形成电能量价格，不影响补贴执行。现有存量项目基数电量约594亿千瓦时继续维持电网保障收购，作为优先电源供给居民、农业及电网代理的工商业用户。增量平价项目执行《南方区域绿色电力交易规则》，并根据本方案提出的市场发展阶段开展市场融合。存量带补贴项目承诺放弃、延后补贴，或补贴执行完毕，可以按照增量平价项目的方式入市交易。

二是建立促进消纳的更大范围市场机制，在省区市场充分消纳的基础上，区域市场作为兜底措施开展统一平衡，按照“统一市场、统一规则、统一组织、统一认证”的方式开展顶层设计。

区域市场注重加大省间新能源调剂力度、拓宽临时消纳渠道。绿色电力首先是电能量商品，可以按照一般商品的规则在区域市场自由流动、自主交易、优化配置。其次，绿色电力也具有波动性和间歇性，必须集合全区域各类调节资源开展更大范围的消纳平衡。“十四五”期间总体来看，新能源仍以省内消纳为主，跨省区临时送受电为补充。

新能源的波动性、间歇性首先在各省区内部调节平衡，各省区内部确无消纳手段时再组织跨省区临时消纳措施。以各省区内的多能互补打捆交易、发电权交易、调峰市场、容量补偿、储能及抽蓄交易等调节性市场机制为主。以跨区跨省的多日电能量、现货交易、发电权交易、抽蓄购电交易和调频市场作为重要调节手段和兜底措施。

在现货试点地区，或区域现货运作后，绿色电力出力预测作为市场边界，或以报量不报价方式优先出清，适时转为“报量报价”参与交易。

三是按照权责对等、控制风险的原则，绿电分两阶段稳步进入市场。

第一阶段。绿电按照原核定电网收购价格参与长周期交易，市场化比例较小，以基数电量兜底执行偏差，采用长周期结算或分时均价结算，较为稳妥地处理发电偏差风险，同时也无法获得与煤电等同的电能量价格。

第二阶段。当绿电进入市场比例不断扩大，基数电量难以兜底执行偏差，调节性电源的低谷调峰、高峰顶峰成本迫切需要通过分时交易体现价值和贡献，需要引导用电侧依据峰谷价格信号主动消纳新能源时，应进入市场第二阶段。在第二阶段，绿电市场化比例进一步扩大，交易价格可以与煤电价格趋同，在电力供应紧张时获得更高的溢价，更好地反映供需形势的变化。绿电参与分时交易、分时偏差结算，在现货试点地区应参与现货出清及偏差结算，并全面承担辅助服务分摊费用。

四是执行全国统一的绿证管理制度，推进绿色电力生产、交易、消费、结算等全生命周期的追踪溯源。南方区域设计“证随电走”“证电分离”两种绿证管理模式，由市场主体自主选择。

加快建设绿电交易配套市场机制

为了更好地促进绿色电力与各类型电源的利益协调，促进多能互补，建立以下四类配套市场机制刻不容缓。一是未来多类型电源共同进入区域市场场景下，基于燃煤基准价或主力电源价格，采用“同台交易、差额补贴”“设定配比、打捆交易”两种方式开展多成本电源同台交易。二是各省区以煤电盈亏平衡作为启动条件，基于“固定成本+合理收益”方式制定补偿标准。三是分时电价。结合绿色电力发电消纳情况，动态划分峰、平、谷时段开展分时交易。按交易双方所在省区公约数确定跨区跨省交易的峰、平、谷时段。四是辅助服务市场。建设覆盖跨省区备用市场，通过市场引导备用容量紧缺省区向富余省区购买备用容量。设置广东广西海南、云南两个调频区，实现调频资源更大范围优化配置，提升省间互济频率调节能力。建设省内、跨省区调峰辅助服务机制。积极试点绿色电力富裕省区的调峰市场建设，未来将跨省区调峰机制融入南方区域电力现货市场。

相关政策建议

一是坚持市场化改革方向，以消纳责任权重考核促进绿电市场化规模有序放开。现阶段，消纳责任权重是促进绿电需求规模持续增长、落实绿电消费责任到终端用户的重要抓手，有必要层层分解落实各省区、售电公司、大用户、零售用户的消纳责任，为市场主体建立消纳量账户，持续加强考核力度。消纳量交易和绿证交易可以作为绿色电力交易的补充措施。在某一省区消纳困难的情况下，可以根据送受电意向下达两省区总消纳权重指标（如对广东、广西下达两省区合计的非水消纳责任权重指标），鼓励送受省区联合完成消纳责任。

二是构建适应高比例绿色电力的南方区域统一电力市场，为全国统一市场建设探索经验。在南方区域市场内部持续构建完善规划、交易、执行多维度市场体系，体现绿色电力全生命周期价值。区域市场建立多能互补“蓄水池”，实现新能源受入能力最大化；通过新能源外送，或新能源与常规能源打捆外送，辐射大湄公河次区域。南方区域绿色用能全过程溯源、全国认证，绿证统一核发认证，绿色电力交易统一组织。

三是通过能耗“双控”考核促进绿色电力交易。将跨省区交易、消费绿色电力与能耗“双控”挂钩，根据外购绿色电力电量规模同步降低购电省区、购电主体的能耗“双控”考核要求。可以对高耗能企业制定绿色电力采购配比的要求，对未完成绿色电力交易配比的高耗能企业进行罚款、限电、关停等处罚。以上措施可同步推进从能耗“双控”向碳排放“双控”转型。

四是加快建设电碳市场衔接。建议国家有关部门协调电力市场、碳交易市场、用能权市场的有效衔接。从全国碳市场重点行业企业入手，利用绿电交易溯源的精确性、完整性优势，按照控排企业购绿电情况精确核算其电力消费的碳排放，或者消费绿电可以获得相应的自愿减排量。通过信息披露、严格考核等措施，促进绿电环境溢价与碳配额价格趋同，畅通不同市场间的价格信号传导，构建电力交易价格、碳交易价格联动机制。

五是完善绿色电力外部成本疏导渠道。抽水蓄能容量成本按照有关电价政策计入输配电价由全社会共同分摊。电网侧网架建设成本计入输配电价由全社会共同分摊。辅助服务成本由绿色电力电源分摊，收益由调节性电源获得。化石能源发电容量成本、顶峰电源成本建议由全社会共同分摊。

六是加强与国际绿色用能认证标准对接。建议国家部委牵头，加强与RE100等国际组织对接，推动我国绿证纳入RE100认可范围，帮助平价绿电消费者获得绿色用能国际认证。一是明确带补贴存量项目绿证与增量平价绿证的环境属性均由用户获得。二是阐述我国电力市场和绿证相关机制对RE100技术标准的符合性，建立我国绿色认证体系与国际的有效接轨。三是做好我国保障性收购等政策与美国RPS政策的对比，梳理RE100认可的可再生能源来源方式，加强与RE100的沟通，增进了解与互信。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年04期，作者单位：广州电力交易中心有限责任公司