推进绿电交易市场机制需“三管齐下”
全面推动碳达峰、碳中和目标的提出，为我国产业结构和能源结构绿色低碳转型提供了方向指引。2021年9月，国家发展改革委、国家能源局正式函复《绿色电力交易试点工作方案》（以下简称《方案》），同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。我国正式启动绿色电力交易。这也是继国家开展绿证交易后又一促进绿色能源发展的重要举措。
绿电交易有三重价值
绿电交易特指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证，同时能够引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易。
在政策端，绿电交易是实现“双碳”目标的需要。绿电交易能够反映绿电的环境价值，在引导全社会更加主动消费绿电的同时，增强绿电在电力市场中的竞争力，以更低成本实现中国的能源转型，满足环保约束。绿电交易和碳市场挂钩后，用户可以选择直接购买绿电来扣减碳排放总量，相比核证自愿减排量（CEER）来说更容易实现，绿电市场和碳排放权市场的联动性将进一步加强，能够进一步推动绿电交易发展。
在市场端，绿电市场需求在提升，供给成本在下降。需求侧方面，在绿色转型过程中，电力消费侧用户实现降耗减碳主要有四个途径：投资分布式可再生能源、采购绿证、进行碳排放权交易、采购绿电。相比之下，绿电交易通过采购绿电实现用电减排，限制较低，且是最实际的减排方式，更加符合市场的需要。对于用电企业来说虽然绿电的价格较高，但其中包含的环境价值可以帮助企业更快实现绿色转型。供给侧方面，新能源发电的度电成本逐年下降，已逐渐进入平价时代。根据有关研究结果，未来光伏发电和海上风电的建设成本仍有一定的下降空间，而未来燃煤发电的度电成本将进一步上升。
在监管端，绿电市场有助于建立灵活可靠绿色电网，提高电网调度运行经济性。长期以来，中国电源和电网投资以计划电量和管制定价为主。随着绿色电力大规模并入电网，传统的计划手段可能造成过度投资、效率损失的问题。通过建立发展绿电市场，引入市场机制引导电力资源的灵活配置，从而提升系统电源结构配置，更好地发展绿色经济。同时，由于中国电力资源分布不均，集中发电地和集中用电地间隔较远，电网管理的阻塞会增加电网调度的成本。因此，引入绿电交易市场，能够保证系统高效率、低成本运行，从而实现电网的绿色、健康、经济发展，降低中国能源转型的成本。
三大问题需对症下药
我国的绿电交易启动于2021年，市场刚刚建立，还存在诸多问题。
一是绿电交易市场不够成熟。我国绿电交易仍然是以自愿交易市场为主，没有实现配额强制交易与自愿交易的融合，这就降低了绿电交易市场需求端的活力。目前，我国绿电自愿交易市场的电力消费者仅局限于大型的跨国企业集团或者有强烈出口需求的企业，绿电对于庞大的内需企业群体并没有太大的吸引力。
二是绿电交易市场化交易机制缺失。我国的绿电交易市场尚未完全形成市场化定价机制。目前，主要有两种交易方式，一是通过电力直接交易方式购买绿电，二是向电网企业购买绿电。受限于度电成本以及区域壁垒和地方保护阻碍，产生了跨区域绿电交易的难题，造成了绿电市场化定价机制的部分失灵。
三是绿电市场与其他政策及市场机制的衔接尚需完善。在绿电交易市场开放后，我国出现了绿证交易、绿电交易和碳排放权交易三类推进能源绿色低碳转型的重要市场机制。一方面，绿电交易市场与碳交易市场可能存在重复支付环境费用的问题；另一方面，绿电市场和绿证市场的证电关系也存在着机制差异。绿电市场作为连接绿证市场和碳排放权交易市场的“黏合剂”，需要在市场机制的衔接方面进一步完善。
基于以上问题需要对症下药，笔者建议“三管齐下”推动绿电交易市场机制建设。
一是推进绿电交易市场多元化发展。首先，我国绿电交易市场目前的交易标的主要还是风电和光电，需要适时添加交易标的，使更多、更高效的绿色电力加入绿电交易市场，扩大绿色电力交易的适用面。其次，目前我国绿电交易缺失配额制的强制绿电交易市场，这就使得许多企业缺乏对于绿电的购买兴趣和需求。因此，未来我国需要根据绿电交易市场发展的成熟度实施配额制的绿电交易，提高绿电交易双方的活跃度。
二是探索绿电交易新机制和新模式。我国幅员辽阔、人口众多，但不同地区间的发展极不平衡，这就阻碍了全国统一绿电交易市场的建立。因此，我国需要探索并建立合理完善的跨区域绿电交易机制来解决这一顽疾，实现绿色电力就近消纳和跨区域绿电交易的协同运行，努力构建统一市场体系下的绿电交易价格机制和绿电追踪配套机制。
三是促进“电-证-碳”不同市场机制的衔接和协同发展。绿色电力对于电力消费者的意义在于其蕴含的绿色低碳价值，需要全国碳市场或国外碳关税对于绿电零碳特性的认可。因此，我国的相关部门需要对绿电进行背书，让绿电的碳减排能够得到国内碳市场和国外碳关税的认可，合理化绿电的高溢价。这对于高效实现“碳达峰““碳中和”目标至关重要。
（作者系中央财经大学绿色金融国际研究院专家）
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