专访中国银行研究院副院长周景彤:绿电交易激励中小电企减排 应尽快理清与碳市场关系

21世纪经济报道见习记者 李明明  北京报道

全国绿电交易试点已有一年。一年以来,我国绿电交易直线上升。

由于绿电交易市场运行时间较短,交易量较小,高速发展的同时也显露了一些问题。比如,绿电交易与碳市场等其他减排机制的关系如何理顺?跨省交易壁垒如何打通?

近期,就上述问题21世纪经济报道记者专访了研究院副院长周景彤。他表示,绿电市场有助于激励碳市场难以覆盖的中小电企减排。碳市场一般只能覆盖高排放企业,其他未被纳入碳市场的中小电企,就要通过开展绿电交易创造环境溢价,来激励其主动向绿电转型。同时,目前绿电市场需求偏弱,如果未来在碳市场排放量核算中能对其绿色电力相关碳排放量予以扣减,将显著调动控排企业购买绿电的积极性。

(中国银行研究院副院长周景彤)

绿电交易尚处发展初期

《21世纪》:建立绿电交易市场的意义何在?和一般的电力市场交易有什么不同?

周景彤:2021年9月,国家发改委、国家能源局复函国家电网和南方电网,在全国范围推动绿电交易试点。与一般的电力市场交易相比,绿电交易最大的不同在于其交易标的为附带绿证的风电、光伏等新能源发电企业的上网电量。企业签订购电协议后,由国家可再生能源信息管理中心、电力交易中心核发可再生能源绿色电力证书(简称“绿证”)。

建设绿电交易市场,对于促进我国绿电产业发展和经济社会绿色低碳转型具有重要意义。

首先,建立了较为完善的市场化绿电交易机制。2017年我国启动了“证电分离”的绿证交易,但只交易绿证,不涉及电力交易。绿电交易市场则为绿色电力的交易搭建了较为完善的机制框架。一是明确了绿电“优先组织、优先交易、优先结算”的原则。二是配套建立绿色能源认证体系,确保绿色能源从生产、交易到使用都能可追踪、可衡量、可核查。三是明确了绿电交易以年度(多月)为周期开展交易,鼓励市场主体之间签订5-10年的长期购电协议。四是规定了直接购买和向电网企业购买等两种购电方式。五是规定了绿电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。这些相关机制的确立,为绿电市场化交易的开展夯实了制度基础。

其次,为绿电发展创造了市场化激励手段,减轻财政支持压力。我国曾对新能源实行“燃煤机组标杆电价+财政补贴”的上网电价机制,补贴资金主要来自向企业征收的可再生能源电价附加征收。随着新能源发电规模的飞速增长,补贴资金缺口也在快速扩大。此外,财政补贴金额难以随产业发展及其成本降低而同步调整,不能灵活反应市场供求变化。因此,2017年我国启动市场化的绿证交易,并规定发电企业出售绿证后不再享受国家财政补贴。2021年,国家发改委发布通知,未来新建绿电项目实行平价上网,随后启动绿电交易。这意味着此后绿电交易收入溢价将取代财政补贴,成为绿电行业新的激励手段,这将显著减轻财政压力。同时,绿电交易收入更能准确反应市场供求情况,有利于及时调动企业发电积极性以及避免盲目投资、一哄而上。

《21世纪》:目前,我国绿色电力交易发展处于什么阶段?面临的主要问题是什么?

周景彤:2021年9月,我国启动绿电交易试点,目前仍处于试点阶段。根据国家发改委数据,2021年9月至2022年9月,绿电交易成交电量累计超200亿千瓦时。而2022年1-9月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量38889.3亿千瓦时。可见绿电交易量占比较小、总量相对有限,尚处于发展初期。

目前来看,绿电交易主要存在以下几点问题。

第一,绿电供应量偏小。早期较多存量新能源发电项目仍可享受财政补贴,由于补贴金额较高且相对稳定,因此企业参与绿电交易动力不足。目前参与绿电交易的多为2021年后无补贴项目,绿电的市场供应量还比较有限。

第二,跨省交易壁垒尚未完全打通。跨省交易不足是我国电力市场长期存在的问题。2022年1-9月,全国各电力交易中心累计交易量38889.3亿千瓦时,其中跨省交易量为7488.8亿千瓦时,占比仅为19.3%。目前,尚无绿电跨省交易的公开数据,但有消息称今年多地刚实现跨省绿电交易零的突破。

第三,与碳市场等其他减排机制的关系仍待理顺。绿电市场与碳市场分别由不同的机构管理,运行相对独立,绿电交易企业虽然支付了环境溢价,但在碳市场中进行碳排放核算时,绿电仍被看作普通电力算入间接排放,削弱了绿电的环境价值。此外,绿证与超额消纳量、CCER(国家核证自愿减碳量)之间的关系也有待进一步理顺。

第四,绿电现货交易尚未启动。风电、光电等绿色电力具有波动性强、不确定性大等特点,发展现货交易有助于促进绿电消纳。而且风电、光电等边际成本近零,参与现货交易颇具价格优势。但目前绿电交易仍以中长期为主,现货交易尚未发育成熟。

环境溢价应全社会合理分摊

《21世纪》:未来绿电电价会如何发展?统一的绿电交易大市场和交易机制何时形成?

周景彤:当前绿电市场化交易机制已初步建成,未来绿电电价走势主要由市场供求决定。

一方面,绿电供给或还将大幅扩张。我国风电、光电技术日趋成熟,度电成本显著降低,当前仍处于风电和光电的快速成长期。国家能源局数据显示,2021年我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦,占全国新增发电装机的76.1%。未来新增项目无法再享受财政补贴,大部分新增绿电都将进入绿电市场,预计绿电供应偏低的局面将很快得到扭转。

另一方面,绿电需求增长潜力巨大,但存在一定的不确定性。当前我国各界对绿电的需求,主要受以下几方面因素影响。一是履行强制消纳责任。2019年起,国家发改委、国家能源局建立可再生能源电力消纳保障机制,要求各省售电企业、部分电力用户强制完成一定消纳任务。二是满足可再生能源使用比例。2022年国家发改委等部门联合印发《促进绿色消费实施方案》,要求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。此外,“东数西算”工程也对其八大枢纽、十大集群提出了可再生能源占比要求。三是助力满足能耗约束指标。国家对高耗能企业能耗约束持续收紧,2022年国家出台政策允许新增可再生能源不纳入能耗总量控制,绿电或可成为高耗能企业扩大生产新的能源选择。四是规避碳关税。欧盟等制定了碳关税,购买绿电或成为有关外贸企业争取关税豁免的可行途径。五是提升企业绿色形象。一些知名跨国公司已做出碳中和承诺,并对其供应链企业和中国分公司提出减排要求,国内一些企业也主动宣布低碳目标,未来消纳政策执行力度仍将显著影响绿电需求总量。

因此,未来绿电供求格局和绿电价格仍存在一定不确定性。但可以肯定的是,有关部门将适时引导绿电价格变化,在为发电企业提供有效激励和稳定企业部门用电成本之间取得适当平衡,维护绿电市场有序发展。

《21世纪》:绿电市场化交易定价,主要由电能量价格和环境溢价两部分组成。增加的这一部分成本往往由企业独自承担,绿电定价机制如何完善?

周景彤:使用绿电有助于改善自然环境,其正面效应(正外部性)被全社会分享,因此绿电的环境溢价应当在社会范围得到合理分摊,而不应由相关企业独自承担。供需两方面因素共同导致绿色溢价未能在企业和消费者间得到合理分摊。从需求端来看,主要是因为居民绿色消费意愿还不强;从供给端来看,由于政策规定和执行存在区域差异,造成同一行业中不同企业承担的绿色溢价有所差异,这使得承担绿色溢价较多的企业不敢贸然提高产品售价,以免竞争对手乘机争抢客户。未来可从以下方面入手改善这一问题。

第一,通过建设碳普惠机制等大力倡导绿色消费。当前在广东、上海、深圳等地,主要面向居民的碳普惠减排机制已逐渐铺开,居民绿色消费行为可转化为碳积分计入个人碳账户,居民凭碳积分可获得奖励。未来应在全国更大范围开展碳普惠机制建设,激励消费者更多选择绿色消费,变“要我”为“我要”,自觉为绿色溢价买单。

第二,严格落实绿电消纳政策,避免不同区域同业承担绿色溢价时出现明显差异。保持各地政策执行力度基本相当,同行业企业可集体采取合理的价格调整,向下游适当转移绿色溢价成本。

第三,避免企业重复支付绿色溢价,减轻企业负担。例如,工商企业用电电价中包括0.019元/kwh的可再生能源电价附加,可理解为国家对高排放企业收费,再转移给可再生能源发电企业。但如果企业已购置绿电,转变为低排放甚至零排放企业,可再生能源电价附加是否应得到减免。又如,绿电购买企业在碳市场进行碳排放核算时,绿电仍被看作普通电力算入间接排放,这一问题也有待解决。

绿电、绿证两种机制可互为补充

《21世纪》:我国现存在绿证交易、绿电交易两种交易机制,“证电合一”和“证电分离”,哪种机制更优?

周景彤:绿电交易与绿证交易各有特点,二者不能简单以优或劣来区分。绿电交易框架下已建成较为完善的市场化机制,便于实现中长期大量绿色电力的直接交易,这可帮助发电企业实现长周期资金稳定回笼,并为用电企业锁定未来用电成本。而绿证交易则更为灵活,可以随时认购。两种机制可以互为补充。例如,一家企业如果希望实现100%绿电运营,但未来用电量存在一定不确定性,该企业可以先通过绿电交易锁定较为确定的中长期用电量,对于未来超预期的用电量,可随时购入相应数量的绿证,合计实现100%绿电覆盖。

《21世纪》:绿电、绿证未来将如何与碳市场衔接?如何推动电力市场与碳市场形成合力,实现1+1大于2的目标?

周景彤:为做好不同减排机制之间的衔接,绿电、绿证应尽快理清与碳市场以及核证减排量(CCER)之间的关系。一是要避免用电企业重复承担环境溢价。对购买绿电的企业,在碳市场排放量核算中应将其绿色电力相关碳排放量予以扣减。二是要避免发电企业重复获得环境补偿。可再生能源发电项目既可申请进入绿电市场,也可申请获得CCER,二者都具有鼓励减排的效果。相关主管部门应加强对发电企业申请信息的共享,可再生能源发电项目不应既申请CCER又进入绿电市场。

随着绿电市场与碳市场关系的逐渐理顺,二者有望将互相促进、协同发展,创造1+1 2的良好效果。第一,绿电市场有助于激励碳市场难以覆盖的中小电企减排。企业参与碳市场的交易成本较高,包括前期的碳排放检测基础设施支出、中后期的MRV(测量、报告、核查)成本等。碳市场交易成本具有规模效应,根据对2006-2008年间欧盟ETS碳市场参与企业的调查,小企业单位碳排放的交易成本是大企业的33倍。这意味着为节约交易成本,碳市场一般只能覆盖高排放企业,例如我国碳市场目前纳入了2000多家高排放电企,只占全国发电企业总量的一小部分(全国仅水电企业就超过20000家)。其他未被纳入碳市场的中小电企,就要通过开展绿电交易创造环境溢价,来激励其主动向绿电转型。第二,碳市场发展有利于为绿电市场扩展绿电需求。目前绿电市场需求偏弱,如果未来在碳市场排放量核算中能其绿色电力相关碳排放量予以扣减,将显著调动控排企业购买绿电的积极性。

海上风电、分布式光伏发电、水电等有望纳入

《21世纪》:现阶段,国网和南网区域都将集中式风电、光伏电量认定为绿电,认定范围未来会涵盖水电等可再生能源项目吗?

周景彤:将陆上风电和光伏发电归类为绿电,是从2017年启动绿证交易时便已开始,而成为绿电需以不再享受财政补贴为代价。当时陆上风电和光伏发电的发电量都已达到较大规模,再依靠补贴将给财政带来沉重压力。而且随着两类发电相关技术的成熟,发电成本也显著降低,绿证价格虽然低于补贴价,但陆上风电和光伏发电也已基本能得到有效激励。海上风电、光热发电、分布式光伏发电、生物质发电等在技术和监管等方面仍面临较多挑战,如果仓促脱离补贴纳入绿电交易,可能使得相关绿电或绿证价格过高而无人问津,反而不利于其长远发展,因此这些发电项目暂未能成为绿电。未来随着相关技术不断成熟、发电成本逐渐下降,在条件成熟时这几类发电项目也完全有可能纳入绿电交易。

水电情况则有不同。我国水电发展起步早、规模大。在2017年启动绿证交易时,全国风电和发电装机分别约为1.6亿和1.3亿千瓦,而水电装机则达到3.4亿千瓦。如果水电也成为绿电,市场能否消纳如此大规模绿电尚存在疑问。未来随着绿电需求量不断扩充,当市场具备足够消纳能力时,水电也完全可能纳入绿电市场。

《21世纪》:绿电交易呈现省内活跃、省间冷清现象,目前省内与省间绿电交易的比例约为3∶1。为何跨省绿电交易会出现这一现象?跨省跨区交易需求该如何满足?

周景彤:跨省交易存在壁垒、交易量偏低,不仅是绿电,而且也是整个电力市场存在的普遍现象。主要原因一是跨省电力市场交易机制有待完善。目前,跨省区电力市场交易的实践中,售电公司和电力用户参与的情况比较少见。跨省区电力市场大部分采取“网对网”的挂牌交易方式,交易电量、电价均提前确定,作为市场主体的发用两侧无法直接参与。二是部分地方仍存在对跨省电力输出的过度干预。各省(区、市)是落实电力供应安全的责任主体,由于近年来出现一些电力紧张现象,部分省份对电力跨省输出态度较为保守。三是跨省电力市场统一市场体系建设有待完善。目前,我国已经建成北京、广州两家跨省电力交易平台和31家省级电力交易平台,省间、省内中长期交易机制基本建立。但各省级市场模式和规则差异较大,跨省区和省内两级交易平台的耦合衔接、协同运作有待加强。

2022年1月,国家发改委、国家能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,提出到2025年全国统一电力市场体系初步建成。2022年4月,《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》发布,提出“健全多层次统一电力市场体系,研究推动适时组建全国电力交易中心”。这都为绿电交易大市场的形成奠定了政策基础。

实现绿电跨省交易具有很强的现实必要性。我国风电、光电多分布在三北地区,水电主要分布在西南地区,而用电则集中在东部沿海地区。电力供需在地理分布的错位要求绿电能够实现跨区域转移,否则发展绿电的价值将大打折扣。另外,风电、光电等具有很强的间歇性,对电网冲击较大,为此应在更大区域内实现不同地区可再生电力之间的削峰填谷,进一步提升电网的稳定性。

为促进绿电跨省交易,未来可从以下方面采取措施。第一,强化顶层设计,建立完善包含跨省区电力市场在内的统一市场体系。研究完善跨省区电力交易平台和省级交易平台之间的协调机制,保障跨省区电力市场交易与省内市场交易的合理衔接。研究完善跨省区电力市场中长期交易与现货交易协调机制、跨省区电力市场交易与电网运营的协调机制。第二,坚持市场在资源配置中起决定性作用,更好发挥政府作用,避免政府过多干预电力市场运行。着力构建科学合理的市场交易和电价形成机制,确保跨省区电力交易按照市场规则有序开展。进一步放开电力用户、售电公司等市场主体参与跨省区电力市场交易限制,消除省域间的市场壁垒。

(作者:李明明)

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