近日，重庆两江长兴电力有限公司与甘肃、青海两省7家发电企业达成协议，在北京电力交易中心平台，落地重庆市首笔跨区跨省绿电交易。
继去年全国多地刚实现跨省绿电交易零的突破之后，重庆也在2023年伊始开了一个好头。
绿电交易，即用电企业直接购买由光伏、风电等发电企业产生的绿色电力，正式单独计价上线交易，并获得相应的绿色电力消费凭证。按照绿电交易方案，目前包括风电及光伏发电企业、电力用户和售电公司、电网企业均可参与绿电交易。
时间回拨到2021年9月，全国绿电交易市场正式启动，阿里巴巴、腾讯、秦淮数据等互联网科技巨头采购了大量绿电，此后国内企业绿电消费开始提速。
进入2022年，绿电交易利好政策频出，包括广州电力交易中心、北京电力交易中心、江苏省发改委等相关部门均出台了完善绿色电力市场化交易机制的政策，其中江苏省的政策更是明确到2025年，高耗能企业电力消费中，绿色电力占比不低于30%。
这无疑是给市场打下一剂强心剂，带来了绿电交易市场的急速扩容。据中电联的统计数据，2022年1~8月，全国省内绿电交易规模达到113.4亿千瓦时，预计2022年全年绿电交易量将超过150亿千瓦时。值得一提的是，钢铁、数据中心等高耗能行业的头部企业、大型央国企、跨国企业在绿电采购中持续保持活跃。
如今，距离全国绿电交易市场启动已经过去一年多，虽然交易规模在不断扩大，但诸如绿电交易价格波动明显、跨省交易难等情况仍普遍存在。与此同时，市场扩容下，更多元化的交易机制也亟待完善。
绿电交易价格“忽高忽低”，出口制造型企业正加大购电力度
由于风电、光电等绿色电力具有波动性强、不确定性大等特点，当前绿电交易以电量交易为主，结算周期以年、月为主要单位，而绿电市场化交易定价，则反映绿电的供需、成本等情况。
北京绿色交易所副总裁王辉军告诉记者，绿电电价由电能量价格和环境溢价组成，电能量价格执行燃煤基准价（燃煤基准价，即发改委根据我国市场煤电的行情制定的价格），因此燃煤基准价是绿电定价的参考标准，由于各地资源禀赋不同，绿电电价也有所差异。“一般来说，国家电网的平均绿电价格，要比燃煤基准价每度电溢价8分钱左右，南方电网则溢价5分~6分钱。”
那么，实际绿电价格情况如何？据36碳不完全统计，目前广东、浙江两省每月均长期发布电力交易数据，这也是全国绿电交易需求量比较大的省份，从中可以一窥绿电市场交易情况。
一般来说，受当前政策对绿电交易价格的保护机制，绿电交易价格对比煤电价格要高一些，但根据广东、江苏电力交易中心数据来看，部分时间段的绿电价格却低于实际交易的燃煤电价，环境溢价表现并不突出。
比如据广东电力交易中心数据，去年12月绿电交易，电能量成交均价为508.6厘/千瓦时，环境溢价均价25.6厘/千瓦时，而煤电成交均价为554厘/千瓦时，相比之下绿电价格更低。
值得注意的是，去年7月广东绿电交易均价为518.03厘/千瓦时，煤电成交均价为492.71厘/千瓦时，绿电价格反而高于煤电价格。
可以看出，在实际交易中，绿电交易价格的变化会受到供需关系的影响，呈现忽高忽低的特点。王辉军分析称，随着各地政策利好，绿电环境溢价终将显现出来，绿电的价格会伴随电价市场的放开，以及对能源需求的增加，呈现上升的一个趋势。
另一方面，购买绿电的一方呈现多元化的特征。据彭博新能源财经发布的2022中国企业绿电交易排行榜，绿电买方五强中，有三家为实体企业，分别是太原钢铁集团、华晨宝马及鞍钢集团，其余两家仍然为腾讯、阿里巴巴，钢铁业成为绿电买方市场的重要角色。
这样的角色转换不难理解。在欧盟碳关税即将亮相的当下，越来越多的出口制造型企业为了绿色合规，必然考虑更多地购买绿电，带有绿电认证的产品，在全球市场流通中也将更具竞争力。当然，开拓全球业务的中国互联网巨头及科技企业，也会持续加大绿电的采购力度，以获得更长远的发展。
王辉军告诉记者，从实际交易情况来说，绿电的区域供需市场不均衡、省间交易机制有待完善、规模化绿电需求尚未完全释放，需要依靠市场化机制去调节供需关系，这一点上，欧美等国家的绿电交易市场提供了很好的借鉴作用。
“以美国绿电市场为例，一是基于可再生能源配额制的合规市场，二是自愿交易市场。绿电合规市场要求电力供应商的绿电供应量在规定期限内必须达到一定比例，不能按时履约的责任主体则会接受相应的惩罚。而绿电自愿交易市场是在合规市场之外为满足用户对于绿电消费的意愿而产生的，市场灵活度更高。”王辉军认为，目前中国绿电交易市场可以从中借鉴的是，加大可再生能源的基础建设，增大绿电供应商的比例，同时加大整个社会对于绿电的消纳能力，这样才能促进绿电市场健康发展。
当然，这些都不是一蹴而就的，更重要的是解决当下存在的一些行业难题。
省间售电难有所缓解，政策引导才是关键
当前，绿电市场供需呈现不平衡的状态，譬如说西北和东北地区的风电资源丰富，但经济产业相对孱弱，对于绿电的需求并不大，而工商业发达的东部地区，本身风电资源又不足，资源错配现象较为严重。
“仅就北京来说，很多企业想要购买绿电十分困难，原因就在于本地没有太多闲置资源，风电、光伏等天然资源也不足，发展新能源产业就比较困难，大多依靠外省输送绿电。”王辉军表示。
而跨省跨区输送绿电，也存在亟待解决的难题。由于当前我国电力供需以省内平衡和就地消纳为主，而绿电交易又是在现有电力中长期交易框架下设立的，所以实现跨省跨区交易难度很大。
“目前北京电力交易中心、广州电力交易中心都在进行省间交易，但省间直接交易占比仅2%，一方面是因为绿电交易试点省份的交易规则存在差异化、交易手续相对繁琐、交易主体众多、跨省供需匹配困难、市场准入未充分放开等因素影响，加大了市场主体参与交易的难度。另一方面，对于用能企业而言，跨省绿电交易较高的电网通道费也导致交易成本增加，一定程度上也限制了跨省绿电交易的需求。想要打破藩篱，就必须加紧建立跨省电力交易和省级交易平台之间的协调机制。”王辉军告诉记者。
事实上，在相关配套政策支持下，跨省跨区的绿电交易难题正逐步得到解决。
今年6月，北京首都交易中心宣布将常态化组织向临近省区购买绿电，为有需求的企业开辟跨省交易通道，而后不久，北京与山西之间达成了2100万千瓦时的跨省跨区绿电交易。8月份，国网上海电力公司牵头甘肃分公司，共同助力三家电力用户与甘肃新能源场站开展了跨省绿色电力交易，成交电量超过1800万千瓦时。
除此之外，由于绝大部分地区的绿电现货交易尚未启动，也阻碍了市场的成熟发展。所谓现货，一般指在发用电的前一天开始买卖电力的交易，包括日前市场（提前一天进行交易）、实时市场（提前1小时以上进行交易）。
在现货市场上，每天的不同时段尤其是高峰和低谷时段，由于电力供需情况变化，电价也会出现相应波动，这种波动会让供需两端出现响应，不仅可以促进绿电消纳，也是更具市场化的交易机制。
不久之前，广东电力交易中心就先行一步，提出试点开展新能源发电主体参与现货市场交易。方案中引人关注的是，现阶段新能源发电企业暂不同时参与现货市场和绿电交易，后续根据新能源参与现货试点的运行情况，研究其同时参与现货市场和绿电交易的机制。
事实上，由于绿电交易市场的特殊性，循序渐进政策的引导至关重要，这也是自市场运行以来的政策特点。
除了绿电交易外，绿证交易也是市场的一项重要机制。绿色交易证书可以在能源企业间买卖，价格由市场竞争决定，这一机制下，可以通过市场化的方式，给予生产清洁能源的发电企业必要的经济补偿。
目前大多数国家仍采用证电分离的交易体系，买绿证的企业并不直接消费对应的绿电，而是买到了消费绿电的凭证。
“去年9月中国绿电交易市场启动之后，就已经证电合一了，未来的市场趋势也是如此，做绿电交易离不开电网运营主体，本身它就可以申办绿证，并将国家可再生能源信息管理中心核发的绿证发放给参与绿色电力交易的市场主体。这一模式下，绿电的经济价值和环境效益才能同步得到实现。”王辉军告诉记者。
在推进绿电交易市场化运行的进程中，相信新的挑战也会持续浮现，有待各个市场主体的共同努力，以及诸多创新性政策的研究及实施。
