今年以來，雖然促進綠色消費、允許電價上漲等利好政策頻出，但綠電在獲得感上總是感覺還差了最后一公里。

當前，電價不確定性和補貼拖欠是分別困擾新老項目發展的兩座大山。悄然展開的綠色電力交易可能成為解決上述問題的重要途徑之一。

（來源：微信公眾號“風電順風耳”作者：宋燕華）

“不能說”的交易

法律法規講求事前性、公開性和確定性，行業政策也應如此。但是長期以來，電力行業有個很怪的現象，除了廣東和云南之外（近期山東有改善），其他省份電力交易中心對交易政策和均值數據總是諱莫如深，只有發用電企業、售電公司等主體才能獲取，銀行、財務投資人、社會公眾等利益相關方則缺乏公開的信息渠道。

綠色電力交易也是這樣一種“不見政策、只見執行”的交易。

社會公眾了解到綠色電力交易，源于2021年9月7日國家發改委官網發布的新聞，表示回復國家電網、南方電網關于《綠色電力交易試點工作方案》的函，宣布綠色電力交易試點工作正式啟動。當日來自17個省份的259家市場主體達成大約79億kwh交易電量。

這一試點的啟動稍顯倉促，交易當日主要發稿主體是兩網、購電方和發改委，部分省份和發電企業有些后知后覺。比如交易完成2日后，遼寧電力交易中心才發布信息表示本省市場主體成交電量27.83億kwh居全國首位；上市公司中閩能源股票在9月7日漲停，但事后公司公告表示，自身并未參與綠色電力交易，而且由于相關配套政策尚未出臺，目前尚不確定對行業和公司的影響。

此后至今，國家發改委、能源局、兩網、跨區交易中心網站均未看到《綠色電力交易試點工作方案》文件發布，不過綠色電力交易仍在持續。比如根據《陜西日報》在今年4月14日的報道，國網陜西電力2022年度綠電交易工作已完成，成功代理183家充電設施運營商，累計交易電量8.8億千瓦時。

2022年2月25日，廣州電力交易中心發布《南方區域綠色電力交易規則（試行）》，是截至目前與綠色電力交易最相關的一份公開文件，為綠色電力交易揭開了本不該神秘的面紗。

平價項目的意外驚喜

根據已披露的綠電交易相關文件，綠色電力交易的實施范圍相對狹窄，主要指無補貼風電光伏項目，在此基礎上《南方區域綠色電力交易規則（試行）》還進一步排除了分布式電源、儲能等市場主體，表示未來將適時引入。因此，無補貼集中式風光項目成為近期綠電交易的最大受益方。

好處之一是更便捷地獲得綠證收益。

綠色電力必然具有綠色屬性，但此前在無補貼風光項目收益測算中，投資人一般不會考慮綠證價格。因為一方面，綠證交易以自愿形式存在，交易總量并不活躍，如果繼續保持自愿，能否賣得出去？如果變成強制但未來海量無補貼項目涌入，4-5分/kwh的平價綠證價格是否具有長期代表性？這些問題都存在疑慮。另一方面，綠證與CCER存在屬性重疊，但未來是合并取消？一直走勢不明。

與常規電力交易相比，綠色電力交易最大的特點是一鍵出清電力價值和綠色價值，即電能量價格和綠證價，將電證合一的交易常態化，也極大降低了發用電雙方的操作成本。此舉不僅讓實際參與交易的無補貼項目取得了綠證收益，也給后續項目帶來了長期穩定預期。目前市場上缺乏綠色電力交易價格的官方披露數據，從浙江、南網公布的信息推算，去年綠色電力交易試點期間折算綠證價約為1-3分/kwh。在不同發電小時數和造價下，綠證價為1分/kwh項目IRR可提高0.3-0.5%，如綠證價為3分/kwh，項目IRR可提高0.8%-1.2%，提升效果顯著。

好處之二是鎖定長期電價。

歷史上我國電力項目購售電合同（PPA）一般一年一簽，與20-25年的壽命相比存在期限錯配，電改下售電價格面臨不確定性，成為困擾新能源項目投融資的最大問題。實際上全部能源品種均可簽署長周期購售電合同（PPA），風電光伏項目由于運維成本占比低、EBITDA margin高，90%以上的度電成本在建設期確定，尤其適合采取這種方式。

根據規則，綠色電力交易將按照“年度（含多月）交易為主、月度交易為補充”的原則開展交易，鼓勵年度以上多年交易。2021年9月首批試點中上海的巴斯夫、科思創等企業合計采購寧夏2022-2026年連續5年間、總計15.3億kwh光伏電量；今年3月，巴斯夫湛江一體化基地與國家電投廣東公司簽署了為期25年的可再生能源合作框架協議，開啟了長期PPA的先河。綠色電力交易期限長、電價確定的特征可以解決行業在面臨不確定性電價時的現金流預測痛點。

含補貼項目規則的再認識

含補貼項目本身對綠電交易缺乏興趣，也不是綠電交易政策的主要鼓勵方向。主要因為在綠色屬性無差別的無補貼項目帶動下，綠證價格預計將維持在0.01-0.03元/kwh的水平，遠低于0.1-0.2元/kwh的補貼價格。對于含補貼項目來說，參與綠電交易等于放棄或者核銷補貼收入，損失大于收益。

但這里有一個隱含前提：含補貼項目同一度電只能在補貼與綠證二者中間取其一。但結合合理利用小時數的政策變化，其實并不是每度電都有補貼，尤其對風資源良好，發電能力遠超區域均值的項目來說，合理利用小時數以外的電量可以享受綠證收益、參與綠色電力交易。

而且“之外”未必是“之后”，可能提前取得。根據《南方區域綠色電力交易規則（試行）》，已享受國家政策性補貼，在全生命周期合理利用小時數之外的風電、光伏等電量可以成為綠色電力交易標的。而未達到全生命周期合理利用小時前參與交易的風電、光伏等電量，不計入項目合理利用小時數，暫不領取補貼。

那么對于含補貼項目來說，綠電交易常態化以后，當前時點看未來，保守的預測方式是合理利用小時數之前電量獲取補貼收益，此后電量通過綠色電力交易等形式取得綠證收益，收益率回升；而且在綠電供小于求的年份和省份，含補貼項目可以階段性中止合理利用小時累計，拿出部分電量參與綠色電力交易，滿足市場需求的同時加快自身現金流回收。

雖然綠色電力交易提升了新能源項目的獲得感，但整體上還是以用戶需求為導向而非以解決限電為導向，旨在滿足部分RE100或外向型企業長期存在卻無法被滿足的使用綠色電力的需求。由于綠色電力交易包含綠證價而高于一般交易電價，也對購買者的承受能力提出要求。為此，綠色電力交易的主要買方和常態化交易預計將集中在東部沿海省份。

因此受益主體首先是省內新能源項目，其次是存在跨區通道的外來省份新能源項目。由于上述地區風光資源條件一般，從交易規模和便利性來看，近期開發的整縣開發光伏項目和平價海上風電項目有望成為重要受益主體。

3060目標公布至今，企業綠色環保意識正在逐漸加強，但碳減排目標是被動考核，用綠電仍屬主觀能動，購買了綠電還無法核減國內碳減排考核義務。從長遠來看，綠色電力交易的常態化和規模化發展還需要跨過綠碳融合的一關。

從企業負擔來說，目前工商業用戶電價結構中包括0.019元/kwh的可再生能源電價附加，可以理解為電網替用戶去配置了綠色電力成分，但如果企業自身通過交易已經實現了100%用綠電且購買了綠證，是否還應繼續承擔可再生能源電價附加？是否存在重復征稅的問題？也值得監管者思考。