2023-04-23-北京电力交易中心-我国绿色电力市场建设实践及有关思考_26页_3mb

报告摘要

中国绿色电力市场建设实践及有关思考

一、背景与目标

2020年9月，中国承诺“碳达峰、碳中和”目标，为能源转型指明方向。
2022年10月，党的二十大报告强调加快发展方式绿色转型，推动经济社会发展绿色化、低碳化。
绿色电力市场是体现电力绿色环境价值、帮助新能源企业投资发展、满足用户侧绿色电力消费需求、为外部企业提供绿色消费凭证的主要电力市场机制，旨在服务于“双碳”目标及新型能源体系建设。

二、建设实践

政策推动与试点建设:
- 国家发改委、能源局推动调研、发布《绿色电力交易试点工作方案》等政策，建立绿色电力交易机制（2021年9月7日启动）。
- 推动绿证交易，印发《关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》（2022年9月），绿证成为可再生能源消费量认定的基本凭证。
机制创新:
- 创新设计了我国首个绿色电力交易品种，通过市场化手段发现环境价值，促进新能源项目发展与消纳。
- 推动绿电、绿证交易协同，为用户购买绿色环境权益提供便利，提高用户体验，实现全流程数据可信溯源。
实践成果:
- 截至2022年底，全国绿色电力交易电量累计达518亿6千600万千瓦时，其中国网经营区达448亿8千600万千瓦时，宁夏交易电量最大。
- 山西、山东、江苏等省份绿电交易中位溢价幅度高，宁夏、福建等省份成交价均高于当地燃煤基准价上浮20%后的水平。
- 截至发文时（2023年2月），北京电力交易中心开展的绿证交易中，江苏成交电量占比较大，重庆交易价格最高，售电公司和制造业企业是主要参与者。

三、关键问题思考

绿色需求尚未完全激发:
- 当前绿电成交电量占市场总电量比例低，与新能源发电量占比形成反差。
- 原因：可再生能源消纳责任权重制度对市场主体约束力不足，应用场景缺失。
- 建议：将权重指标分解至用户，利用强制手段约束高耗能企业，加快建立全国统一绿电认证体系，扩大绿电、绿证在各类政策市场场景下的应用。
绿色电力供给能力仍有不足:
- 新能源发电量中有相当比例未能通过市场化交易，市场化绿电交易占比有待提升。
- 带补贴项目与平价项目交易方式及补贴权益分割、分布式新能源参与度、跨省区交易机制等问题仍存。
- 建议：明确带补贴项目参与方式，完善交易细则，加快绿证覆盖范围，理顺优发优购政策，促进跨省跨区交易，优化消纳责任权重分配。
绿色价值认识尚需统一:
- 绿电、绿证等不同机制定位不清，环境价值衡量标准未统一，存在重复计算风险。
- 新能源电价构成与环境价值的关系复杂。
- 建议：建立以绿证为核心的统一制度体系，设计科学的绿电环境价值核算方法，完善绿证信息，明确各类绿证分类标准，确立绿证权威性。
绿电与绿证交易需协同:
- 两种交易方式各有特点，需统筹协调以避免市场混淆。
- 本质目标均为帮助用户获得绿色环境权益。
- 建议：根据用户需求允许自主选择，探索环境价值趋同，强化信息系统支撑。
绿电交易与新能源入市待衔接:
- 新能源需协调好保障性收购与市场化交易的关系，逐步建立强制入市机制。
- 三种消纳模式（保障性收购、绿电交易、常规电能量交易）均可体现价值。
绿色电力市场与碳市场待衔接:
- 缺乏统一的信息联通和认证体系，碳市场对企业绿电消费核算不够细化。
- 绿色溯源技术有待加强，国际互认机制需发展。
- 建议：加强数据共享与信用互认，完善碳排放核算考虑绿电因素，发展区块链等溯源技术，推动形成统一的中国绿电认证标准，并促进国际标准与体系发展。

结语

中国绿色电力市场建设在政策支持和试点探索下已取得显著成效，但仍面临需求激发不足、供给能力有限、价值体系未完善等挑战。未来需进一步深化机制创新，强化政策协调，促进跨市场衔接，特别是加强与碳市场的交互作用，协调好绿电、绿证等不同交易机制，确保绿色环境权益的真实性、唯一性与可追溯性，为中国能源转型和“双碳”目标实现注入强大动力。

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