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绿电通常指包括水、风、光发电等类型的可再生能源发电，是生产过程中不直接产生污染物和二氧化碳排放的电力。在以绿色低碳为主要特征的新一轮能源转型过程中，发展可再生能源成为各国政府的一致行动。绿电市场化机制是通过对绿电所发电量的零排放的环境外部性进行定价，在发电侧可提高绿电收益水平，进而提高社会对可再生能源的投资积极性；在消费侧通过对所利用的电量进行差异化标记，起到鼓励的作用。
笔者认为，市场化机制是促进绿电投资和消纳的重要政策工具，未来应以发现绿电的环境价值为核心目标，建立绿电市场化机制。
绿电的环境外部性作用于特定发电技术品种的发电量，因此绿电市场化机制通常包含两个层面，一是通过可再生能源电力绿色证书机制（Renewable Energy Certificate，简称“绿证”）对各发电品种所发电量进行标记；二是绿电或绿证的交易。绿证可作为独立于电力的可交易标的，使环境权属的转移不受电力物理网络连接的限制，可及性更强；也可与电力交易绑定，使环境权属的转移更易追溯。与碳交易类似，绿电交易可根据是否依托政策目标约束划分为两种市场。一是合规市场，即可再生能源配额制（Renewable Energy Quota或Renewable Portfolio Standard），是基于政府对电力生产或消费中绿电占比约束目标产生的人为市场。二是自愿采购交易，即基于企业或个人使用绿电的自身意愿产生的交易，通常由非政府组织、标准机构或龙头企业倡导。可再生能源配额制支撑基本的绿电采购需求，并通过供需关系调节为环境外部性定价，为自愿采购建立价格基准和市场基本规制（见图1）。从全国范围来看，我国主要施行的与绿电相关的市场化机制主要包括绿证和绿证交易、可再生能源电力消纳保障机制（即中国的可再生能源配额制—合规市场）、绿电交易试点、基于绿电的国家核证自愿减排量（CCER）交易等。这些机制出台的背景、时间、政策目标均存在一定差异。在可再生能源补贴政策退出和电力市场化规模逐步扩大的背景下，可再生能源项目投资开发正面临发电能力、发电量和价格的三重不确定性，亟须政策予以回应，保障可再生能源投资的收益稳定性，降低投资决策风险。在全球绿色低碳潮流引领和龙头企业绿色供应链改造的带动下，越来越多的企业提出了绿电采购需求，以提高自身产品的竞争力。可见，绿电市场化机制需要在现阶段和未来建设新型电力系统中发挥更加重要的作用。整体来看，尽管当前绿电市场化交易规模正在快速扩大，政府部门和社会各界对绿电市场的期望也较高，但与我国的可再生能源发电规模相比，其市场规模总体仍然较小、价格相对偏低。从实践层面看，在涉及绿电的市场化机制（如CCER、绿证等）之外，可再生能源专场交易、打捆外送交易等不涉及环境权益交易的交易机制在一些地区依然存在。在多种机制同时存在且相互交织的情况下，如不进行有效统筹，会导致各类绿电和绿证交易行为所对应的环境权益模糊不清，甚至可能产生环境权益的重复计算的情况。多个机制并行还容易导致重复建设、多头管理，不仅影响市场规模，还不利于开发更具灵活性和多样化的绿电产品。此外，我国的绿电市场化机制尚未涵盖海上风电、分布式光伏发电、分散式风电等新能源应用场景类型，补贴项目的补贴外电量没有纳入绿证系统覆盖范围，水电、生物质发电、光热发电等发电类型也没有纳入绿证核发范围。可再生能源电力消纳保障机制中，缺乏清晰的绿电权益流转和认定机制，仅通过核发可再生能源消纳量凭证认定绿电的消费，不涉及所消费绿电的环境权益转移，也尚不要求绿证的流转。在电力市场中，一些电力交易品种也存在“交易了可再生能源的电量，但未交易对应的环境权益”的情况，购售电双方以及电力交易平台对环境权益的认定存在差异。自愿市场中，“一女多嫁”的现象屡见不鲜。一些项目同时获取国际绿证和国内补贴，补贴中已支付的大部分环境权益已属于全社会，但其环境权益又通过国际绿证实现了再次变现；一些地区开发的分布式绿电碳普惠项目以及仍未全部用于抵消的旧CCER绿电项目也涉及与绿证覆盖范围的交叉；另外，一些国家和地区的电网排放因子计算方法中未排除已被定向采购绿电的减碳效益，绿证代表的减碳效益被重复计算。（三）可再生能源电力消纳保障机制对市场主体的约束力不足，支撑绿电采购的能力仍需加强当前，可再生能源电力消纳保障机制对市场主体的约束力不足。一是由于机制运行时间不长，初期为理顺机制，设置的可再生能源消纳责任权重较为宽松，不需要通过市场交易即可完成当地的责任权重，大部分省（区、市）的政府部门无需将配额严格分配至市场主体进行配额交易。二是可再生能源电力消纳保障机制中缺乏对未能履约的惩戒措施，市场主体履约动力不足。三是当前绿电的市场电量规模较小，大部分地区的可再生能源均由电网企业统一采购并分销至市场主体，消纳责任难以通过市场交易落实到绿电消费主体。因此，在政策中明确的部分承担消纳责任的市场主体（如大工业用户、售电公司等）没有实际履约，也未受到考核约束。（四）绿电自愿采购市场的产品形式单一、灵活性有限，无法满足多元化的采购需求企业采购绿电的目的各有不同，有的是为了实现自身减排目标，需要实现对多地机构绿电的统一采购；有的是为了突破能耗总量控制目标，仅采购当年新增绿电；有的是为了满足更加严格的产品碳足迹审查要求，需要覆盖项目全生命周期的绿电合同；有的是希望通过采购绿电抵消部分碳排放配额。从企业采购的规模来看，一些企业希望寻找匹配其电力需求规模的绿电合同，但所在区域的绿电项目规模较小，无法通过一个合同实现，而规模较大的绿电项目又可能与企业不在同一个电网区域。从企业采购的方式来看，一些大型企业在全国多地布局，希望通过母公司进行一揽子采购，无需根据属地分别注册售电公司采购。然而当前的绿电交易模式不够灵活，在交易平台选择、采购地域范围、合同时间长度、绿电技术类型等方面均有一定程度的障碍。此外，绿电交易过程中也存在信息不对称、不透明的问题，场内和场外交易信息披露仍有很大进步空间，这些信息包括可再生能源项目信息、绿证挂牌数量和价格、周期性的交易规模、场内场外各类交易的平均成交价等。（五）绿证的核发、履约、认证等方面基础能力仍有欠缺虽然国家有关政策明确，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，国家可再生能源信息管理中心作为核发绿证的机构，但国内绿电项目的环境权益登记的唯一性并未明确，绿证是否是体现绿电环境权益的唯一凭证也不清晰。绿电与电力交易和碳交易均存在一定的相关性，电力交易平台和碳交易平台均具备开发绿电环境权益交易品种的条件，但绿证的交易平台资质要求仍不清晰。可再生能源电力消纳保障机制对于用于履约绿证的有效期、履约或核销的方式也没有明确。在绿电自愿采购交易方面，绿证发放范围不明确、第三方认证制度缺乏、相关标准体系缺失等是我国绿证尚无法与国际重要低碳组织和相关倡议标准实现互认的主要原因。以发现绿电的环境价值为核心目标，建立绿电市场化机制可再生能源的发展既有赖于合理的收益预期带来的充足投资，也有赖于电力系统对可再生能源消纳能力的保障。绿电市场化机制与电力市场化机制均是促进可再生能源发展的重要配套制度，缺一不可，既需要明确各自分工，也需要做好统筹。电力市场发展是以提升电力系统运行效率和对可再生能源的消纳能力为核心，以不同时空的电力供应为交易标的，反映各类电源的发电成本、系统运行成本（包括可再生能源的消纳成本）。而绿电市场则以绿电的环境权益为交易标的，通过发现绿电的环境权益价值，提供给可再生能源发电项目额外的收益，并体现在电力市场中各类电源发电成本的变化中，提升可再生能源发电的比较优势和项目开发的积极性。鉴于此，绿电市场化机制的核心目标是发现绿电的环境价值，促进可再生能源发展。一方面，在深化电力市场化改革的背景下，为实现促进可再生能源发展的目标，绿电市场化机制提供的绿电环境价值需要保证绿电在电力市场环境下与传统化石电源可以公平竞争，这需要绿电的环境溢价可以覆盖二者提供同质电能量的成本差异（即：理想的环境溢价=绿电电能量成本+系统消纳成本–化石能源电能量成本）。另一方面，在低碳转型的背景下，绿电的环境溢价应与绿电所提供的减碳效益相吻合，对应的显性成本则是碳配额市场的价格。国内和国际一些已有的政策安排为绿电提供了额外的溢价空间。从国内来看，新增可再生能源电力不纳入能源消费总量考核为能耗总量指标紧张地区的项目落地实现了松绑，企业购买当年新增的可再生能源发电量具备更大的优势；CCER交易为绿电用于碳排放配额抵消提供了渠道；此外，可再生能源消纳比例作为一些地区有序用电排序的参考也进一步增加了绿电的溢价。国际上，对于特定行业和企业，无论是碳边境调节机制对产品出口施加的高碳价还是绿色供应链目标为供应链上游企业带来的低碳产品溢价都为绿电提供了额外的潜在溢价空间。因此，绿电市场化机制应为可再生能源发电带来明显高于当前的绿证/绿电价格水平但用电企业总体可承受的环境溢价。这就需要通过明确环境权益、统一核证信息、高效匹配供需、培育基础能力等来实现。绿电的环境权益无法直接在电力的物理系统中识别，因此，需要对绿电进行识别并明确绿电的环境权益，这就需要统一的环境权益凭证，并建立一套围绕绿电环境权益的注册登记、交易结算和追溯系统，保障绿电环境权益的产生、交易和核销等信息的全流程管理。此外，我国的可再生能源资源和电力负荷的差异化分布使得各地的电力用户无法通过物理网络均等获得绿电，因此，绿电的环境权益不宜与物理系统中的电力流绑定，而应通过独立的管理体系明确绿电环境权益的归属，以提高可获得性。基于此，应进一步明确绿证的定位。一是明确将绿证作为体现绿电环境权益的唯一凭证，扩大绿证的覆盖范围，使绿证充分覆盖各类可再生能源和各类绿电市场化交易品种。二是明确绿证作为代表绿电环境权益的权属转移的唯一凭证，是绿电市场化机制中唯一的基础交易标的，需通过绿证的转移确认绿电的环境权益由开发业主向用电主体转移。三是加强绿证的全流程管理，以绿电项目信息为基础，构建起一套包括注册、筛查、核发、追溯、核销、披露的全流程信息体系（见图2）。此外，应进一步完善绿证信息。绿证的覆盖范围扩大后，不同绿电类型的绿证蕴含的环境权益和相应价值并不相同。为体现差异化的绿电价值，绿证要对项目的关键信息进行描述。绿电的环境权益和相应价值主要体现在四方面：一是不同技术种类、开发方式对应的度电成本差异使对应项目的额外性存在差异；二是项目是否通过电价附加、政府专项资金等方式获得了补贴（或隐性补贴）使对应项目的环境权益所有权存在差异；三是项目投产年份对能否抵扣当年能耗总量的影响；四是是否使用多年采购协议（Power Purchase Agreement，PPA）、电证合一对项目降低投资或消纳风险的影响。因此，绿证应注明对应电量的以下信息：所在地、投产年份、装机规模、累计运行小时数、技术种类等项目信息；电量产生时间、采购方式（是否采用PPA、电证合一或用于替代补贴）、交易时间、交易平台等交易信息；获得经济激励政策信息（电价补贴、投资补贴、保量保价收购等）。绿电市场化机制的设计既要考虑企业绿电采购的需求，又要考虑支持存量的可再生能源发电量的利用，还要考虑为新增可再生能源项目投资提供激励，更要符合国家“双碳”目标实现的路径要求。这就要求合规市场和自愿市场协同发力，确保绿电的供需规模匹配和价格稳定。首先，要坚持以稳步改善电力供应结构为目标，推进可再生能源电力消纳责任落实到用电主体，在稳步提升绿电消费占比的同时，为自愿采购建立充分反映环境价值的绿证价格。当前我国的可再生能源发电量中，近90%来自于获得电价补贴或财政支持的项目（见图3）。这些项目的环境权益归全社会所有，无法通过购买这些项目所发电量获得环境权益。合规市场要重点保障这些电量的充分利用，使这些可再生能源项目能够获得公平的消纳机会。通过对这些项目绿电发电量的消费，使发电量对应的绿证以较低价格或免费由项目业主转移至用电方，来满足用电方可再生能源电力消纳责任的基本考核要求，余下的通过购买具有环境权益的绿证进行补足。可再生能源电力消纳责任应随着绿电规模的扩大而提高，以保证绿电供需规模的匹配，使自愿市场中的绿证价格保持在相对理想的水平。其次，应加大开发绿电的自愿市场，扩大绿电环境效益的应用场景，为绿电环境价值实现创造更好的市场环境。进一步丰富绿电产品，通过挖掘用户需求实现绿电价值。一是要鼓励各类机构开发与绿证挂钩的产品，包括但不限于100%绿电产品、零碳产品等，充分挖掘绿电的环境价值；二是要做好特殊绿电种类与能耗“双控”核算、CCER、电力市场等机制的衔接，充分反映绿电的额外溢价；三是要加强电力零售市场对用户需求和绿电供给的衔接，鼓励售电企业通过整合电力市场服务、绿电采购和碳市场交易为企业提供集成的能源服务和碳资产管理服务，提升分布式发电和中小电力用户参与绿证市场的积极性。加强对绿电市场的监管，规范市场运行。一是要强化市场准入，明确相关产品设计的基本原则、绿证适用基本规范，通过“黑名单”制度约束产品开发和交易行为；二是要加强各个自愿交易品种的信息披露，及时充分反映交易种类、规模、价格和市场主体类型；三是要做好各类市场信息的有效及时衔接，避免“一女多嫁”等现象。最后，通过为绿证设置有效期、建立绿证回购和投放机制等方式，保障市场价格水平的基本稳定。为绿证设置有效期，一方面可以降低绿电年际发电量的波动性，提高可再生能源电力消纳保障机制履约的稳定性；另一方面可以避免往年的绿电发电量大量累积后压低当年的绿证价格。由于绿证仅能在发电主体和用电（售电）主体之间交易，绿证的回购和投放机制既可调节市场中的绿证价格，减少有关风险，还可为绿电市场提供额外的流动性，打消用电（售电）主体过度采购绿电的顾虑。加快信息系统和追溯核证平台建设。基于绿电项目管理信息和并网信息，加快完善绿电项目台账信息；建立和完善市场主体、交易平台和交易产品准入和监管系统；基于项目、交易平台和市场主体信息，建立并完善项目发电量合规筛查和追溯机制，避免双重计算，为开展第三方认证业务提供数据服务。建立第三方认证制度，结合各类交易品种的开发，培育认证服务业，提高认证能力和认证质量。基于国家绿电市场化机制设计，建立符合我国国情和激励生产低碳化的绿电交易和采购的标准体系，加强认证监管和国际标准互认。修订相关法律，保障绿证对环境效益主张的合法性。电力行业的碳排放是我国碳市场的主要控排对象。碳市场与绿电市场均属于环境权益市场，通过对环境权益的交易对不同发电类型的比较优势产生影响，进而实现调整发电结构的效果。短期来看，由于初始配额分配是免费的，碳市场主要体现化石能源发电内部的效率差异，因此，绿电市场的作用仍无法替代，需进一步统筹好二者关系，做好各个环节相关信息的对接。在碳排放权交易中，需重点处理好电力间接排放的计算问题。应及时调整电网排放因子的计算方法，根据绿证核发和销售情况及时调整、更新各级电网的平均排放因子，避免绿电的减排效益被双重计算。省级电网的排放因子可根据当年本地可再生能源电力消纳责任权重进行计算，未完成的则根据实际消纳量计算。在此基础上，根据控排主体持有绿证的比例与本地可再生能源电力消纳责任权重的差额计算个体的间接排放水平，超出本地可再生能源电力消纳责任权重的绿电消费部分记为零排放，不足本地可再生能源电力消纳责任权重的差额电力消费对应的排放水平则按照化石能源电厂的排放因子进行计算。在CCER市场中，需重点处理好绿证与CCER的转化关系。相较于绿电市场，CCER（或其他减排信用机制）对减排额外性的要求更高。因此，应建立符合CCER标准的额外性筛查标准，划定可转化为CCER的绿证属性范围，重点支持先进的可再生能源发电技术。控排企业可持具备转化条件的绿证在CCER的管理机构进行登记，CCER的管理机构在与绿证管理机构完成相应绿证的核销后再将对应的减排量赋予控排企业。可再生能源尤其是新增的可再生能源参与电力市场的节奏将逐渐加快，可再生能源项目年发电小时数的个体差异性和不确定性将进一步增强。加之可再生能源发电的波动性和不确定性，以及与电力负荷在空间和时间匹配上的不平衡，其平均的度电价格水平或将显著低于其他电源类型。新增可再生能源项目的收益结构将随着电力市场和绿电市场的发展出现一定的调整。因此，绿电市场化机制的建设要做好与电力市场的衔接，推动电力行业平稳地向绿色低碳转型。首先，要做好计划与市场的衔接。考虑到民生用电的需求和承受力，我国双轨并行的电力体制仍将持续相当长一段时间，优先发电计划的电量主要用于解决居民生活用电和农业用电需求。优先发电计划的电价通常可以覆盖发电项目的成本和合理收益（去除包括投资补贴、电价补贴、财政专项资金等形式的政府补贴），因此，建议优先采购对市场化绿电溢价价值需求较低的项目，并免费或以较低价格获得相应的绿证。由于发、用电时空不匹配产生的不平衡资金，一部分通过终端的分时电价进行疏导，一部分随输配电价疏导。对于暂时未进入电力市场、由电网企业统购统销的可再生能源发电量，则以市场化溢价价值正序的方式，根据可再生能源电力消纳责任权重要求采购绿证，对未获得过其他形式补贴的可再生能源发电量，根据当地绿证近三个月或半年的平均价格购买绿证，产生的资金和获取的绿证对全部电力市场用户进行平均分摊。其次，要做好两个市场在价值分配上的衔接。虽然绿证可以体现可再生能源的外部性，为可再生能源业主提供一定的收益，但受供需规模差异和国际绿证、CCER等其他外部性产品价格水平的影响，绿证价格将很难在短期内超过0.05元/千瓦时的水平，可再生能源业主仍需通过电力市场回收大部分投资。为保障投资积极性，需综合考虑可再生能源在电力市场和外部性市场的收益水平，不宜过度强调外部性市场的作用，合理制定电力市场规则，提高市场运行的灵活度，鼓励调节能力的供给，加强市场和价格监管，保障可再生能源公平参与市场竞争。做好两个市场数据信息的衔接。最后，要进一步鼓励以PPA的方式采购绿电。可再生能源发电的特点是初投资规模占比较高、运行成本较低，因此PPA是更适应此类成本构成特点、降低投资运行风险的有效手段，近些年成为欧美支持可再生能源发展的主要方式。在欧盟能源监管机构合作署（ACER）和英国的一份电力市场改革评估报告中，均提到了PPA是未来电力市场改革中支持可再生能源发展的一项重要举措。对于我国相关领域的发展，提出建议如下：一是建立更加有效全面的电力市场履约机制和发用电主体的信用评价体系，为发用电企业签署较长年份PPA提供信心和信用支撑；二是进一步完善电力市场体系建设，完善产品结构、提高灵活性，推动电力市场发现价格，为PPA提供价格标杆；三是基于省（区、市）间电力计划、新能源基地配套产业等探索具有经济属性的长期购电协议试点，为PPA提供模式参考；四是结合我国可再生能源资源与负荷分布不平衡的特点，探索尝试电证分离的虚拟PPA模式。免责声明：本文转自中国发展观察，原作者韩雪 高世楫。文章内容系原作者个人观点，本公众号编译/转载仅为分享、传达不同观点，如有任何异议，欢迎联系我们！
转自丨中国发展观察
作者丨韩雪 高世楫
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