绿电绿证（三）| 绿电交易介绍

随着北京上海等国内试点碳市场推出了重点排放企业外购绿电零排放的规定，国内绿电、绿证市场势必会引发新一轮关注。之前分享了绿电绿证（一）| 绿电九问、绿电绿证（二）| 绿证介绍，今天继续分享绿电绿证（三）| 绿电交易介绍，希望对各位有用。

为贯彻落实“双碳”战略部署、推动搭建新型电力系统，加快建设有利于促进绿色能源生产消费的市场化体系和长效机制，推进绿色电力交易工作有序开展，2021 年 9 月，国家发展改革委、国家能源局正式批复了《绿色电力交易试点工作方案》（简称《工作方案》），拉开了中国绿色电力交易的大幕。2022年1月和5月广州电力交易中心和北京电力交易中心分别发布了《绿色电力交易实施细则》，对绿电交易的组织、价格、结算、绿证划转等方式和流程进行了细化，为绿电交易常态化开展提供支持。

绿色电力产品是指符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。目前主要为风电和光伏发电企业上网电量，根据国家有关要求可逐步扩大至符合条件的其他电源上网电量。绿色电力（简称“绿电”）交易是指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足发电企业、售电公司、电力用户等市场主体出售、购买绿色电力产品的需求，并为绿色电力产品的电力用户提供绿色电力证书。

根据《工作方案》及相应实施细则，绿电交易的市场主体包括：发电侧，目前为光伏、风电，未来发电侧可扩展到符合条件的水电等可再生能源；用电侧，目前为售电公司、电力用户，未来将逐步扩大到电动汽车、储能等新兴主体。参与绿色电力市场化交易的成员还包括市场运营机构，即负责绿电输送的电网企业、负责组织和管理绿色电力交易的电力交易中心、保障优先执行绿色电力交易合同的电力调度机构及向发电企业核发绿证的国家可再生能源信息管理中心。

绿电交易分为电力直接交易和向电网企业购买两种方式。电力直接交易主要面向省内市场，交易双方可通过双边协商、集中撮合和挂牌等方式达成交易电量、电价，签订双边交易合同，实现绿电供需的精准匹配。在无法满足绿色电力消费需求的情况下，电力用户可通过向电网企业购买其保障收购的绿色电力产品达成交易，主要方式为集中竞价（电网代理保障性申报量价）、挂牌交易（电网代理保障性挂牌量价）及省间交易（电网代理省内购电需求）等方式进行。省间市场化交易可通过市场机制实现绿电的优化配置，扩大了绿电交易范围，有助于形成全社会消费绿色电力的理念。

绿电交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围的风电和光伏电量参与交易；已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电力可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量将不再领取补贴，不计入其合理利用小时数；分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。因此，绿色电力交易可实现从计划体系下的定量定价转向由市场决策下的量价构成，通过市场机制分担补贴，缓解补贴缺口压力。

绿电交易方式

购买绿色电力产品的交易价格由发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形成。《工作方案》中对绿电交易价格未设有限制，且鼓励交易价格可以高于发电企业核定的上网价格和电网企业收购价格，从而充分体现电能的绿色价值和环境价值。《工作方案》规定交易价格高于核定上网价格的收益，将分配给对应的发电企业，以鼓励发电企业为绿色能源发展做出的贡献，并支撑发电企业持续建设绿色能源；交易价格高于电网企业收购价格的部分，将补偿给参与交易的新能源发电企业、促进新能源消纳的相关投资及运营方，以激发新能源发电企业和相关方积极参与绿色电力交易，为市场主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务。

绿电价格相当于捆绑销售的平价上网绿电的价格，其中包含能量价值和环境价值两部分。能量价值通过绿电项目在电力市场中的交易电价体现，环境价值则由超出当地电力中长期交易价格部分体现。

统计数据显示绿电交易价格中包含的环境属性高达 30-50 元 /MWh，折算成碳价高达 40-70 元每吨13。但需要注意的是，目前绿电交易中并未将环境价值单独列出，2021 年度煤价提高导致煤电成本攀升，使得绿电优势凸显，所以绿电交易价格中体现了消费者对未来煤电价格提升的预期，并不能完全归结于企业为获得绿电的环境价值愿意额外付出的成本。

总体来说，平价风电、光伏电站项目绿证上线交易启动后，绿证价格大幅下降，线上挂牌价格为 50 元 /MWh，线下大宗交易价格在 20-50 元 /MWh 之间，与当前绿电交易中统计的环境价值量相当。