近期，可再生能源发电项目不再全额保障性收购以及95%的消纳红线面临调整的消息刺激着电力交易市场和绿电交易市场，这意味着更多的可再生能源电力将入市交易，通过市场化的手段进行消纳。
近日，生态环境部相继发布铝冶炼和水泥行业的温室气体排放核算与报告指南（征求意见稿），明确了以上行业使用非化石能源电力间接排放的认定条件，即非化石能源电力间接排放为0。若此政策出台，将直接激励铝冶炼和水泥行业被纳入碳市场的企业参与绿电交易，通过消费绿电方式降低自身的碳排放。
多项政策推动下，必然激发绿电消费和交易需求，并推动我国电力交易市场的发展。然而，我国新能源电力生产和消费区域分布存在较大的错配，并且在绿电绿证交易制度方面存在不少痛点，这在一定程度上制约了绿电的发展和企业碳中和进程。因此，完善绿证交易和跨省区绿电交易机制意义重大。
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碳市场扩容和可再生能源的大规模推广为绿电交易打开了市场空间
“双碳”目标提出以前，我国光伏、风电等可再生能源装机和发电规模处于相对平稳增长的阶段，为解决新能源电力“弃风弃光”和消纳难题，国家能源局出台相关政策，要求电网企业把弃电率限制在5%以内，即电网的95%消纳红线。
为应对弃风弃光电量考核，电网便通过保障性收购来完成对新能源电力的消纳。此时，绿色电力参与电力市场交易的空间和时机并不成熟。“双碳”目标提出后，风电光伏装机和发电规模快速增长，仅靠电网企业完成95%消纳红线就变得十分艰巨。
因此，解决新能源电力消纳问题需要引入更多的市场化手段，建立有利于促进可再生能源生产消费的市场体系和长效机制。同时，全社会的绿色发展理念进一步提高，有些企业有承担社会责任、消费绿电的意愿。在此背景下，国家发展改革委、国家能源局便于2021年指导国家电网公司、南方电网公司组织制定了《绿色电力交易试点工作方案》，并启动了绿色电力交易试点工作。
与此同时，我国也加快用户侧绿电消费的推广，并加强绿电与碳市场的衔接耦合。2023年，北京、上海相继发布《关于做好2023年本市碳排放单位管理和碳排放权交易试点工作的通知》《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》，指出：外购绿电排放因子调整为0t CO2/104kWh，即重点碳排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为零。近期，钢铁、水泥和铝冶炼等行业纳入全国碳市场步伐加快，并明确了该行业控排企业可使用绿电进行碳减排，为绿电消费和交易进一步拓展了市场空间。
自此，我国绿色电力市场建设不断加快，绿电交易规模持续扩大，绿证也由此前的风电和陆上集中式光伏发电扩展至水电、海上风电、分布式光伏发电、生物质发电等，绿证核发也进入“全覆盖”新阶段。
据国家能源局数据，截至2023年底，我国可再生能源总装机达14.5亿千瓦，占全国发电总装机超过50%；我国可再生能源年内发电量3万亿千瓦时，约占全社会用电量的1/3，其中风电与光伏发电量占全社会用电量比重突破15%。中国电力企业联合会发布的数据显示，2023年全国绿色电力省内交易量537.7亿千瓦时，同比增长279%，增长态势迅猛。
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可再生能源电力消纳红线面临调整，将进一步激发绿电交易需求
我国光伏、风电主要分布在西北、华北和东北等“三北”地区，此区域内省份可再生能源装机和发电占比较高，如内蒙古、甘肃等部分省（区）清洁电力占比超过35%，而本地对电力消费需求相对较小，绿电消纳能力不足。
然而，经济发达和人口密集区的东部却是电力需求重点地区，而且东部地区集中了大量的外贸企业，为满足国外日益严格的绿色产品要求，东部地区对绿电刚性需求强烈，导致我国绿色电力供需错配现象严重。
同时，当前各省份统一的5%以内弃电率（95%可再生能源消纳）也与各省新能源电力生产和需求不相协调。这导致各省电网企业将会优先完成省内绿电的消纳指标考核任务，剩余电量才会通过电力市场进行交易，这在一定程度上限制了绿电交易的发展。
今年1月，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军发表署名文章，提出要印发2024年可再生能源电力消纳责任权重，配合有关部门分省明确风电光伏合理利用率，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，有序推动风电光伏发展。可再生能源消纳红线放开的消息便流传开来。
3月18日，国家发展改革委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，规定可再生能源发电项目的上网电量可被分为保障性收购电量和市场交易电量等2类，按不同原则进行交易。
其中，保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。即以后绿电消纳不再通过电网进行全额“包销”，而是引入售电企业、电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。这也意味着将有更多绿色电力通过市场化交易的方式实现消纳。
近日，国家能源局发布的《2024年能源工作指导意见》指出，科学优化新能源利用率目标，印发2024年可再生能源电力消纳责任权重并落实到重点行业企业，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，推动风电光伏高质量发展。这说明此前可再生能源电力95%的消纳红线将面临调整，将推动绿电消纳和交易的市场化发展。
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绿色电力供需错配下，灵活的跨省绿电交易机制成为破局的关键
当前，在我国跨省跨区绿电交易机制相对不完善的情况下，导致大量绿色电力只能在省内完成，制约了可再生能源的发展。
中电联数据显示，2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56679.4亿千瓦时，其中，省内交易电量合计为45090.1亿千瓦时（含绿电交易537.7亿千瓦时），省间交易电量合计为11589.4亿千瓦时。这显示在更大范围内省间绿电交易规模仍相对较小。因此，构建灵活完善的绿证绿电交易机制变成当前提升绿电消纳水平、促进绿电消费和普及的关键举措。
一方面，在绿电省间交易未对用户直接开放、跨省跨区绿电交易机制不成熟的背景下，积极推动跨省间绿证交易，通过绿证交易满足企业绿色电力的需求。今年1月，国家发展改革委等部门发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，提出将建立跨省区绿证交易协调机制和交易市场，支持绿证供需省份之间结合实际情况，通过政府间协议锁定跨省绿证交易规模，协助经营主体开展绿证供需对接、集中交易、技术服务以及争议纠纷的协调解决。
另一方面，还需尽快完善跨省间绿电交易机制，提高电网跨省跨区绿电外送能力和通道建设，提高跨省绿电交易规模。为企业尤其纳入全国碳市场的控排企业以及外资企业提供灵活便捷的绿电消费产品。这样可以直接将东部地区制造业企业旺盛的绿电需求与西部地区绿电供给链接起来，形成更市场化的绿电消纳机制。
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新京报零碳研究院研究员 任大明
编辑 白华兵 校对 杨许丽
