绿电消费能力提升面临障碍及提升建议

　　王长江 俞昂 沈寅星 陈冰心 何磊杰

　　【摘 要】自立“双碳”战略目标以来，能源产业正积极往绿色低碳方向转型。绿色低碳发展机制建设取得了阶段性进展，启动全国碳排放权交易，启动绿色电力交易试点，明确提出能耗“双控”向碳排放“双控”转型，有力促进经济社会的绿色低碳发展，但在绿电消费市场端影响有限，本文从绿电自身的波动性属性，政策支撑的有限性，市场机制的不完善等方面分析了绿电消费提升面临的障碍，并提出了衔接不同市场机制，进一步完善绿电消费政策，建立绿色交易评价机制等解决方案，助力提升绿电消费市场的活力。

　　【关键词】绿电消费；双碳；绿色电力

　　所谓“绿电”，即绿色电力，是指利用风电、太阳能发电和生物质发电等可再生能源生产的电力。与化石能源相比，使用1MWh绿色电力可以减排822kg二氧化碳、0.39kg二氧化硫、0.36kg二氧化氮，具有良好的环境效益，有助于构建绿色低碳、清洁高效的能源体系。同时，扩大绿电消费规模也有助于促进风、光、生物质等可再生能源发展。

　　目前，国内的主要绿电消费途径包括企业自行或通过第三方投资建设分布式可再生能源发电项目、与售电企业进行可再生能源电力交易，以及采购绿色电力证书等，但截至目前，绿电消费能力提升尚面临诸多难题[1]。

　　一、绿电消费能力提升面临八个方面障碍

　　目前针对绿色电力市场化交易以及相关政策落实情况存在以下几个问题：

　　（一）绿电波动性及价格劣势

　　风电、光伏“靠天吃饭”，其出力的随机性、间歇性、不确定性和不可预测性特点难以改变，电能质量和供电稳定性问题都使得分布式光伏发电长期以来不受电网的欢迎。

　　与此同时，新电改要求可再生能源全额消纳，随着风电、光伏在电网中的占比越来越大，电网为保证整个电力系统的安全稳定，对风电场、光伏电站的考核力度也越来越大、要求越来越严格。

　　功率预测是风电场、光伏电站稳定并网的重要保证，也是风电场、光伏电站减少考核、提升经济效益的重要手段，更是风电光伏参与市场化交易的重要支撑。目前，我国新能源企业在短期和超短期功率预测存在误差，精度有待提升，对自身中长期、长期发电能力预测准确性有待提高。

　　受限于度电成本和技术，风电、光伏、生物质等新能源长期以来存在价格劣势，高度依赖国家的补贴，在电力市场上难以与煤电抗衡，需要加快推进补贴退坡、平价上网。

　　（二）电力系统调峰能力不足制约

　　我国以风电、光伏为代表的新能源季节性矛盾突出，在新能源集中的“三北”地区，电源结构以火电为主，无法快速跟踪负荷，缺少可以灵活调频调峰的电源，严重影响新能源消纳。需要加强电力系统调峰能力建设，重视电源结构的优化调整，提升火电、热电等常规电源机组的调峰潜力，最大限度提升清洁能源消纳能力。

　　（三）绿电消纳相关政策落实进展较慢

　　目前很多省份对可再生能源电力消纳责任权重的落实情况仍处于初期摸索阶段，除个别省份外，大多数省份的可再生能源电力消纳责任权重主要通过电网企业保障消纳完成，尚未将考核指标具体分解并落实到应该考核的售电公司或电力用户身上，缺少强制性约束，降低了绿电交易市场需求端的活力。

　　（四）绿电市场交易机制有待完善

　　一方面受制于地方政府相关部门对电力交易和市场定价的干扰，导致电价市场机制无法充分发挥。另一方面，为了规避长距离输电造成的损耗，各地区优先进行区域内的绿电消纳，久而久之形成了区域壁垒和地方保护的情况，只有当区域内的绿电供应无法满足消纳需求时才会考虑采购外部更便宜的绿电。这些导致了绿电市场化定价机制失灵。

　　（五）跨省跨区绿电市场化交易困难

　　目前我国跨省跨区电力交易行为并不十分规范，交易价格不能充分反映市场主体意愿。我国虽然建立了跨省跨区的电力交易平台，但由于地方政府出于本地保护的因素，对省外购电的价格、采购电量的多少以及购电选择进行不同程度的限制，降低了买、卖双方的积极性。

　　（六）绿证市场交易存在的问题

　　1.国内绿证价格普遍较高

　　相较于国际绿证I-REC普遍3-4元/张的价格，目前我国的无补贴可再生能源发电项目所产生的绿证，价格区间维持在20-50元/张，突显了其价格的劣势。

　　2.缺乏强制性和奖惩机制

　　我国的绿证交易主要以自愿性为主，且缺乏奖惩机制，导致企业自身绿证交易的积极性不高。另外，虽然可再生能源电力消纳责任机制下规定了绿证交易可以作为履约的补充方式之一，但仅有发改委的通知作为依据，且未规定处罚措施，这也导致了可再生能源电力消纳考核机制虽然是强制的，但是绿证交易依旧处于自愿性交易阶段，绿证交易的强制性大打折扣。

　　3.国际上认可程度有待提高

　　近些年，国内绿证体系的国际化推广卓有成效，也在不断与国际绿证体系进行接轨，但国际市场认可程度依旧有待提高。相比采购国际绿证，企业如果购买了国内绿证，后续可能要对此绿证的环境权益唯一性提供更多的材料解释说明，因此面临一定的“解释成本”。

　　（七）不同市场衔接机制存在的问题

　　1.绿电环境权益重复计算

　　对电力用户而言，存在不同用电企业在不同市场中，分别购买并声明了属于同一可再生能源发电项目的环境权益，导致环境权益归属出现混乱。环境权益重复计算主要场景包括：

　　（1）可再生能源发电企业可将符合条件的项目申请为“自愿减排量”（如CCER等），通过出售“自愿减排量”获得经济收益。同时，该部分绿色电力也可通过电力交易中心，按照绿色电力定价与售电企业或者电力用户进行交易，从而获得环境溢价收益，带来环境属性重复计算问题；

　　（2）可再生能源发电项目只要符合绿证和自愿减排量的申报要求，存在同时申请绿证和自愿减排量的情况，导致环境权益重复计算；

　　（3）国内已获得国家财政补贴的可再生能源发电项目，若再度从市场中获得额外经济利益，将导致环境权益重复计算。

　　2.绿电市场与碳市场缺乏衔接机制

　　企业在采用统一的电网排放因子进行电力碳排放核算时，并未充分体现出所采购绿色电力的零碳属性，即大量采购绿色电力的企业并未在碳核算过程中获得等价收益，导致企业在绿色电力交易市场和碳市场中重复投入经济成本。目前部分省份（如浙江省）正在尝试建立绿色电力市场和碳交易市场的衔接机制。

　　3.电碳价格传导机制不畅

　　传统发电企业在碳市场中支付碳配额履约成本，造成发电成本上升，然而由于电力定价机制主要受政府调控影响，发电侧抬升的成本难以传导到下游用户，造成发电企业负担加重、绿色电力价格优势不明显等现象。由此带来传统发电企业大量机组关停、可再生能源发电企业积极性受到影响等问题，进而影响区域供电稳定性与可再生能源产业的发展[2]。

　　4.社会层面绿电消费意识普遍不高

　　虽然我国可再生能源电力消纳考核机制已经初步建立，但目前市场主要还是以自愿性绿电交易为主，尚未形成强制配额制交易和自愿性市场的结合机制。同时，由于国内缺少相关政策激励和市场宣传，因此对绿色电力认知程度不够，也就没有动力愿意主动消费绿电。

　　二、促进中国绿色电力消费的建议

　　（一）探索完善并推动绿电相关政策制度落地

　　1.加快可再生能源电力消纳保障机制落地

　　目前我国大部分省份的可再生能源电力消纳保障机制并未真正落实到责任主体上，而绿电交易又是实现可再生能源电力消纳考核指标的最主要途径。因此，加快可再生能源电力消纳考核机制在全国各省的落实，将考核指标尽快分配并落实到责任主体，将自愿性绿电消费行为与可再生能源电力消纳责任考核的强制性机制进行有效衔接。

　　2.探索建立并完善跨省跨区绿色电力交易机制

　　我国不同地区存在可再生能源资源储备与当地发展状况和用电需求严重不匹配的情况，且由于区域间协同机制不完善以及地方保护机制存在，导致绿色电力市场交易并没有实现统一定价和统一协调分配。因此需要探索建立并完善跨省跨区绿色电力中长期交易机制，促进绿色电力在更大范围内完成消纳。

　　3.进一步完善绿证交易制度

　　首先，各地应考虑尽快落实可再生能源电力消纳考核指标对责任主体的分配，将绿证制度与可再生能源电力消纳考核制度更加紧密地结合。其次，随着产业发展及技术进步，分布式光伏发电、海上风电、光热发电、生物质发电等项目都应被纳入绿证的核发范围，进一步加强以绿证作为绿色电力环境权益唯一凭证的机制。

　　然后，允许绿证核发后进行二次交易，通过市场机制为绿证定价。同时制定具体的绿证交易规则及配套基础设施，开放二级市场释放绿证的交易潜力，进一步提升交易活跃度。

　　最后，加快绿色电力消费、绿色产品认证等标准，进而推动我国绿证制度与国际绿证体系接轨，加强绿证环境权益唯一性的追踪与国外互认机制的合作，提升我国绿证的国际认可度和公信力。

　　（二）建立电-碳-证市场衔接机制

　　1.推动绿色电力交易/绿证采购纳入碳核查认可体系

　　全面加强绿色电力市场、绿色电力证书交易市场与碳市场的衔接，研究在核算碳排放量中将绿色电力相关碳排放予以扣减的可能性，有助于电力用户在不同的市场节省一半的履约成本，避免为环境权益双重付费的情况。[3]

　　2.建立不同市场间的信息互通机制

　　国家相关部门加强统一协调，推动不同市场交易数据库之间的资源共享，建立针对环境价值转移全流程的统一监管平台，厘清环境价值归属权，避免环境权益重复计算。

　　（三）促进绿色电力交易市场多样化发展

　　首先，逐步扩充绿色电力交易市场的交易标的，使更多、更高效的可再生能源发电项目可以被纳入绿色电力交易范畴，扩大绿色电力交易的适用面。

　　其次，加快我国“配额制”可再生能源电力消纳考核机制在全国各省的落实，填补绿色电力消费尚无强制性要求的空白，提升全社会层面对绿色电力消费的认知和意愿。

　　（四）建立绿色电力消费评价机制

　　首先，建立绿色电力消费评价机制，助力企业结合自身需求选取更加经济合理的方式进行绿色电力采购，有助于企业确定长期绿色低碳发展目标，降低转型成本。

　　其次，建立证书方法与标识管理制度，通过对企业或个人用户授予绿色电力消费证书和标识的方式，助力企业宣传推广，更加直观展示企业在绿色电力使用方面做出的努力，增强品牌影响力的同时，也为企业在行业内树立绿色发展的标杆形象提供有力支撑。

　　再次，加强宣传引导，通过绿色电力消费评价，增强社会公众对绿色电力消费的认知，激发其参与绿色电力消费的内在动力，提高全社会层面绿色电力消费水平。

　　（五）加速推进电能替代

　　国家发改委《关于推进电能替代的指导意见》指出，支持电能替代用户参与电力市场竞争，与风电等各类发电企业开展电力直接交易，增加用户选择权，降低用电成本；创新商业模式，鼓励以合同能源管理、设备租赁、以租代建等方式开展电能替代[4]。

　　电能替代以分布式应用为主。随着我国电能替代工作向纵深发展，分布式光伏、分散式风电以及生物质发电等清洁能源在工业、交通运输、电力供应与消费等众多领域可发挥的余地较多，风电、太阳能等清洁能源可以替代燃煤自备电厂发电，有助于提高清洁能源利用水平。

　　结语

　　总之，当前绿电消费还存在诸多难题。通过上文分析，当前制约绿电消费的主要困难有绿电波动性及价格劣势、电力系统调峰能力不足、绿电消纳相关政策落实进展较慢、绿电市场交易机制有待完善、跨省跨区绿电市场化交易困难、社会层面绿电消费意识不强等等。面对这些问题，从探索完善并推动绿电相关政策制度落地、构建电-碳-证市场衔接机制、绿色电力交易市场多样化发展、建立绿色电力消费评价机制以及加速推进电能替代这几个方面提出了建议。希望通过这些举措可以更好地提升绿电消费能力。

　　参考文献：

　　[1] 刘梦飞. 绿色电力市场体系建设现状及存在问题[J]. 有色冶金节能,2022,38(6):1-4.

　　[2] 张燕, 乔松博, 徐奇锋, 等. 基于纳什议价理论的分布式绿色电力交易优化分析[J]. 中国电力,2022,55(12):168-178.

　　[3] 曹伊涵, 马丛淦. 关于绿色电力交易的分析与思考[J]. 中国电力企业管理,2022,(07):72-73.

　　[4] 刘丽靓. 七部门发文促进绿色消费大力推广新能源汽车[N]. 中国证券报,2022-01-22(A01).

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