充分發(fā)揮綠電環(huán)境價值作用，助力新型電力系統(tǒng)建設(shè)

近日，相關(guān)數(shù)據(jù)顯示，上半年國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)分別完成綠電交易389億千瓦時和56.7億千瓦時，均提前超額完成了年度目標，國電區(qū)域綠證交易達142萬張。

綠電參與市場交易可獲得環(huán)境價值收益。隨著綠電參與市場交易的提速擴圍，綠電的環(huán)境價值正逐漸成為新能源持續(xù)健康發(fā)展的有力支撐，助力新型電力系統(tǒng)建設(shè)。

綠電環(huán)境價值反映綠電消費的零碳排放特性，主要通過參與綠電、綠證交易或在碳市場抵扣碳排放來實現(xiàn)。綠電環(huán)境價值在綠電、綠證、碳交易三個市場中呈現(xiàn)出不同的價格形態(tài)。

一是綠電市場的環(huán)境溢價形態(tài)。綠電交易規(guī)則明確指出，綠電價格由電能量價格和環(huán)境溢價組成。2021年9月，綠電交易試點正式啟動，國家電網(wǎng)區(qū)域綠電環(huán)境溢價約3~5分/千瓦時，南方電網(wǎng)約3分/千瓦時。2022年以來受煤電價格上浮帶動，綠電環(huán)境溢價有所提高。

二是綠證市場的綠證價格形態(tài)。我國自2017年開始自愿綠證交易，以替代財政補貼為主要目的，約120~800元/個。截至2022年12月底，全國補貼綠證累計核發(fā)、認購數(shù)量約3458萬個、7.9萬個，交易規(guī)模較小。隨著綠證交易目的逐步從單純替代財政補貼轉(zhuǎn)為促進新能源消納和緩解財政補貼壓力，交易類型也從補貼綠證轉(zhuǎn)為無補貼綠證。當前，無補貼綠證成交價約30~50元/個，折合約3~5分/千瓦時。

三是碳市場的碳價形態(tài)。綠電的零碳排放特性決定其可用于抵扣企業(yè)碳排放，成為碳排放配額履約手段之一，如近期天津市碳交易試點對控排企業(yè)2022年碳配額清繳時，將企業(yè)購買的綠電納入碳排放核減范圍。按當前碳價水平和電網(wǎng)碳排放因子換算，綠電在碳市場價值約3分/千瓦時。

國內(nèi)綠電環(huán)境價值通過綠電、綠證或碳交易三個互斥市場實現(xiàn)，對應(yīng)價值在3~5分/千瓦時之間，與歐美相比總體偏低。美國通過可再生能源證書（RECs）或電力市場PPA交易實現(xiàn)綠電環(huán)境價值，交易溢價折合人民幣約7分/千瓦時；歐洲主要通過綠色證書（EECS-GO）交易實現(xiàn)綠電環(huán)境價值，不同地區(qū)價格存在差異，如：德國綠色證書折合人民幣約4~6分/千瓦時，比利時約7~15分/千瓦時。

國內(nèi)綠電環(huán)境價值偏低的主要原因在于，綠電市場活力不足、市場需求尚未激活。從綠電交易市場看，當前可再生能源消納責任權(quán)重尚未分解落實到終端用戶，大部分用戶購買綠電意愿不強，僅部分出口型企業(yè)存在綠電交易需求，2022年全國僅1.7%新能源電量參與了綠電交易。從綠證交易市場看，當前國內(nèi)綠證與國際綠證互認尚未打通，國內(nèi)綠證暫時無法被國際市場認可，出口、外資等企業(yè)購買國內(nèi)綠證意愿不強。截至2022年底，全國無補貼綠證認購量僅為核發(fā)量的23%；從碳交易市場看，當前我國僅發(fā)電行業(yè)被納入碳市場，碳市場配額分配總體寬松，碳排放履約壓力不大。2022年全國6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗已降至301.5克/千瓦時，遠低于碳排放考核標準。

發(fā)揮綠電環(huán)境價值作用，支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè)。綠電零碳排特性決定著其具有“正”外部性，發(fā)展綠電有助于經(jīng)濟社會全面綠色轉(zhuǎn)型，但綠電出力不穩(wěn)定特性決定其也具有“負”外部性。綠電平價上網(wǎng)不等于平價利用，綠電利用除自身發(fā)電成本外，還需要煤電、抽水蓄能、新型儲能等調(diào)節(jié)資源配合調(diào)節(jié)，從而產(chǎn)生電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本。隨著綠電環(huán)境價值的擴大，將部分綠電環(huán)境價值收益用于疏導(dǎo)系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本，推動市場主體各方共同承擔系統(tǒng)調(diào)節(jié)責任，將有助于新型電力系統(tǒng)建設(shè)
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