普华永道：国内绿电交易现状、趋势与挑战

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我国新能源（特别是风电、光伏）资源禀赋丰厚，且技术迭代不断推升成本经济性，带来了新能源装机占比的不断攀升。然而，当前电网接纳新能源的能力已经成为制约风、光等可再生能源发展的瓶颈。为适应新能源出力的间歇性与波动性特征，构建以新能源为主体的新型电力系统，将从根本上改变以化石能源为主的发展现状，是我国实现碳中和的关键。

随着电力系统消费侧的一系列市场化改革政策逐步落地，用能企业积极、深度参与消费侧的市场化举措，在满足自身用能需求、节约用能成本、取得绿色权益的同时，还可以助力构建新型电力系统。一方面，集成用能企业“源-网-荷-储”终端系统，实现源、网、荷、储间协调互动，可以提升用电可靠性与稳定性；另一方面，发挥企业自身的负荷调节能力，对电网更加友好，利于消纳可再生能源电力，最终助力碳中和目标的实现。

普华永道站在用能企业的立场，融合自身对新能源行业的研究与理解，通过系列专题文章帮助用能企业提升绿色意识，了解和熟悉相关的热门话题，有利于用能企业以多元化的方式深度参与共建新型电力系统。普华永道致力于帮助企业深度洞察绿色低碳转型的实现路径，为企业获取绿色能源提供一体化解决方案。

根据中电联统计数据，2022年1-8月份，全国省内绿电交易规模快速增长，交易量达到113.4亿千瓦时。钢铁、IDC （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。以国内某领先钢铁企业为例，其在2022年上半年已购买绿电5.37亿千瓦时，占其总用电量的16.3%。

绿电电力作为企业获得绿色权益的方式之一，正在获得规模化的应用。本文聚焦绿电市场化交易的市场情况、政策机制与制约瓶颈等方面，阐释绿电交易的发展现状、未来趋势与面临的挑战，助力各类行业的用能企业或者投资机构，快速了解国内绿电交易的概况。

一、绿电交易的发展现状

近年来，全国市场化交易电量占全社会用电量比例稳步攀升，已经从2017年的26%提升到2021年的46%。“绿电交易”是在现有中长期电力市场化交易框架下，独立设立的交易产品，由用电企业与发电企业通过PPA协议 （购售电协议）的方式直接开展绿色电力交易，完成绿电交易的同时，用电企业将同步获得对应绿证，实现绿色证明和交易电量的“证电合一”。目前，可认证绿电的电站类别主要为陆上集中式风电和光伏项目，未来将逐步扩大到水电等其他可再生能源。整体上，中国的绿电交易市场处于建设初期，绿电交易并不普遍。

2017-2022年7月中国电力市场化交易电量

占总用电量比例

数据来源：中国电力企业联合会

2021年8月，国家发改委、能源局正式批复了两网公司制定的《绿色电力交易试点工作方案》。随后，全国绿色电力交易试点正式启动，来自17个省份的259家市场主体，以线上+线下方式完成了首批79.35亿千瓦时绿电交易，成交价格较当地电力中长期交易价格高 0.03~0.05元/千瓦时。伴随着全国绿电交易市场开市，2022年上半年，北京、广州均发布了绿色电力交易实施细则。两份细则在主体内容上基本相似，均优先组织无补贴的新能源电量参与交易，鼓励有补贴项目自愿参与。值得一提的是，针对分布式新能源，北京地区交易细则提出了“可通过聚合的方式参与绿色电力交易”，进一步扩大了绿电交易范围。

随着全国绿色电力交易试点范围扩大，各省陆续以绿电专场等形式组织不定期交易。2022年1-7月，全国绿电交易达到96亿千瓦时，总体成交规模仍较小且以省内交易为主，不足以在全国范围内形成常态化交易。

2022年1-7月中国电力市场化交易占比

（按交易类型、交易电量）

数据来源：中国电力企业联合会

二、绿电交易的未来趋势

1. 绿电交易将充分反应绿电在不同时间维度上的供需与成本

原则上，绿电交易价格应分别明确“电能量价格”与“绿色环境溢价”，分别体现生产运营成本与环境权益价值。由于风光等新能源发电具备随机性、波动性、间歇性的特点，随着新能源发电占比提升，对电力系统的实时平衡提出了更高的要求。交易周期也将呈现更加多元的趋势，除了“以年（多年）、月（多月）、月内（旬、周）等为周期”，为促进电网平衡，未来也会出现分时段或带电力曲线的电力交易模式，并与电力现货市场价格形成动态平衡，以反映不同时段的供需关系，同时也为绿电供需匹配带来了更高的质量要求。

2. 绿电的环境溢价支撑力度增强，常态化交易或成为大趋势

一方面，相较于证电分离的绿证交易，绿电交易具有可追溯性，即绿电交易可以关联到具备绿色属性的新能源电站，有效保障绿电权益的唯一性，推动绿电交易“证电合一”成为主要的绿色环境溢价机制之一。另一方面，随着全国碳市场正式运行、能耗双控制度进一步完善、欧盟碳关税出台以及ESG监管强化的影响，国内外重视ESG责任的企业、承诺碳中和目标的行业龙头企业、大型国有企业、跨国企业（如RE100会员企业1）及出口导向型企业成为使用绿电减少碳排的主要用户，进一步激活了国内绿电交易市场。伴随着绿电需求的可持续性、高确定性提升，绿电刚需的目标市场逐步开始显现，绿电环境溢价的支撑性增强。目前，以广东、江苏及浙江为代表的发达省份已经逐步展开常态化绿电交易。

三、当前绿电交易面临的挑战

1. 在东部用能旺盛的省份，积极参加绿电交易的平价新能源项目有限

从项目类型上看，带补贴项目参与绿电交易需退出国家新能源补贴，目前发电企业仍以平价项目参与绿电交易为主，即2021年及以后的平价项目，较短的时间区间致使当前积极申请绿电交易的可再生能源装机量有限。从项目分布上看，东部发达省份的平价新能源装机规模小，省内绿电供应不足，绿电缺口需要电网公司从省外调配交易。

2. 大规模绿电需求暂未形成，绿电溢价的转嫁成交量有限

尽管2022年以来，绿电交易量有大幅上升的整体趋势，但成交规模仍较小，今年1-7月绿电累积交易量不到100亿千瓦时，仅占市场交易电量的0.3%，且以省内交易为主。当前绿电机制系自愿市场化交易，为有意愿采购绿电的企业提供采购机制，帮助企业履行ESG责任，实现绿色发展。2022年1月，国家发改委等七部门发布《促进绿色消费实施方案》，明确提出，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。但由于绿电消费观念尚未完全深入人心，同时，政府考核、激励与监管机制尚未形成，不足以促进企业形成规模化绿电采购需求，绿电的实际需求量相对有限。

3. 绿电跨省跨区电力交易尚缺乏常态化交易基础

尽管跨省跨区电力市场交易平台已经建立，但在中长期电力直接交易市场中，仍以省内直接交易为主，省间直接交易占比仅2%，省间绿电的直接交易案例不多且规模有限。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，一定程度上削减了跨省绿电交易需求。

结语

在进一步推动双碳目标的背景下，越来越多的企业开始布局可再生能源电力，通过投资、采购可再生能源电力来实现其绿色可持续的发展战略。随着十四五期间，风、光发电量总体目标确立，电力市场化机制的改革深化和不断完善，绿电市场化交易将逐步成为规模化常态机制，并成为提升可再生能源消费需求的有效机制。但同时绿电市场整体仍存在着一定阻碍，即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等。随着一系列鼓励企业使用绿色电力、畅通绿电采购渠道、提升绿电在整体能源消耗占比等实施细则出台，绿电交易的刚需场景将会逐步清晰，并成为电力市场化交易的主要产品之一。