截至2021年底，南方區(qū)域風電、光伏統(tǒng)調裝機容量為5580萬千瓦，占總裝機容量的14.1%，其中風電裝機3080萬千瓦，光伏裝機2500萬千瓦。風光發(fā)電總體利用率達到99.8%，基本實現(xiàn)全額消納。

從存量帶補貼項目來看，包括2020年底前核準并網(wǎng)或競爭配置的帶補貼風光項目，2021年參與市場化交易電量為196億千瓦時，市場化比例22%，其中云南195.8億千瓦時，廣東0.18億千瓦時。若維持放開比例不變，“十四五”期間每年市場規(guī)模為200億千瓦時。

從增量平價項目來看，“十四五”期間，南方五省區(qū)電源裝機總規(guī)模將達到6億千瓦，規(guī)劃新增風電、光伏裝機1億千瓦以上。平價項目將成為綠電交易的主力電源，2025年最大可交易電量1600億千瓦時。

南方區(qū)域綠色電力將迎來快速發(fā)展，呈現(xiàn)以下特點：

一是預計“十四五”期間南方五省區(qū)電力需求增速高于全國平均水平，煤炭、天然氣供應保障均存在不確定性。僅靠風電、光伏可開發(fā)容量難以保障電力需求，可能經(jīng)常出現(xiàn)電力、電量雙缺局面。

二是大幅增加的綠色能源將產生巨大的調節(jié)能力需求，2025年廣東、廣西均存在調峰缺口，難以實現(xiàn)省內平衡。

三是綠色電力外部成本將導致電價水平上升。“十四五”期間配套建設抽水蓄能、電化學儲能等調節(jié)電源，加之海上風電、氣電等高價電源電量占比增加，2025年五省區(qū)電源平均上網(wǎng)電價較2020年平均上漲近0.03元/千瓦時。

四是各省區(qū)制定了較為穩(wěn)健的綠色電力平價項目支持政策，均按照國家政策要求執(zhí)行上網(wǎng)指導電價，有助于綠色電力健康可持續(xù)發(fā)展。

五是綠色電力具有較好的跨省區(qū)配置效益，考慮跨省輸電價格之后對各省區(qū)指導價比較，海南綠電送廣東可實現(xiàn)發(fā)電溢價0.32分/千瓦時、廣西送廣東可實現(xiàn)發(fā)電溢價0.93分/千瓦時，有利于提升綠色電力收益。

綠色電力交易面臨的關鍵問題

2021年，南方區(qū)域共有40家市場主體成交綠色電力10.48億千瓦時，包括風電3.16億千瓦時，光伏7.32億千瓦時，實現(xiàn)綠電交易的優(yōu)先組織、優(yōu)先執(zhí)行、優(yōu)先結算。從市場范圍看，本次綠電交易首次實現(xiàn)南方區(qū)域跨區(qū)跨省新能源“點對點”直接交易1.2億千瓦時；省內9.21億千瓦時，其中廣東9.075億千瓦時，廣西0.064億千瓦時，云南0.07億千瓦時。互聯(lián)網(wǎng)及大數(shù)據(jù)公司、外向型企業(yè)成為主要的綠電買家。

然而，綠電交易仍存在如下問題。

一是綠電交易的活躍度不高。主要原因在于，首先，存量項目因為核準早、價格高、補貼高，缺乏意愿放棄補貼入市。第二，邊際成本低，與其他電源難以同臺交易。第三，發(fā)電不可控，中長期出力預測困難，與用電曲線難以匹配，一旦入市則面臨偏差考核風險。第四，享受電網(wǎng)保障收購政策，享受財稅優(yōu)待，相比入市交易具有非常明顯的優(yōu)勢。上述原因導致發(fā)電企業(yè)主動入市意愿并不強烈。此外，在目前供需形勢緊張的環(huán)境下，綠電價格的電能量價格主要沿用指導價格政策，環(huán)境屬性的溢價也不高，也削弱了發(fā)電企業(yè)交易積極性。綠電平價項目目前投產規(guī)模較小，已投產綠電項目放開參與市場交易的比例不高，也是制約綠電交易規(guī)模的主要原因。

二是現(xiàn)有市場體系對綠電交易的支持力度不夠。綠電進入省區(qū)和跨區(qū)跨省市場的市場準入未充分放開，不同省區(qū)市場規(guī)則差異較大，短周期交易品種不足，尤其是偏差考核風險大，參加現(xiàn)貨方式尚未明確，以上因素也限制了綠電交易發(fā)展。

三是未來綠電波動性間歇性增大，各省區(qū)存在消納困難問題。各省區(qū)將難以應對大規(guī)模新能源并網(wǎng)導致的波動性和間歇性問題，西電東送潮流分布將發(fā)生方向性轉變，現(xiàn)有“網(wǎng)省兩級運作”市場模式需要改進?？缡^(qū)輸配電價核價方式以協(xié)議送電方向、固定規(guī)模為基礎制定，也不利于綠色電力多方向靈活消納。

四是綠電高比例入市將導致電價偏離電源綜合成本，現(xiàn)有定價機制存在不適應問題。市場中綠電比例提升后，邊際出清定價機制將頻繁產生地板價、尖峰價，會影響綠電項目投資決策，也難以實現(xiàn)高成本電源投資回收。

五是綠電外部成本對社會產生價格沖擊，需要穩(wěn)妥制定疏導機制。系統(tǒng)調節(jié)成本、電網(wǎng)配套建設成本等外部成本疏導機制尚不完備，需要逐項明確外部成本的貢獻方和收益方，制定合理的分攤方式。

六是綠電消費尚未體現(xiàn)對碳排放“雙控”的貢獻。2021年12月召開的中央經(jīng)濟工作會上提出，新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制，創(chuàng)造條件盡早實現(xiàn)能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變。目前，企業(yè)購買綠色電力暫無法抵扣能耗“雙控”，也無法獲得碳配額，通過建設綠電項目獲得減排量的CCER機制尚未重啟，消費綠電的節(jié)能減排效益沒有獲得認可。

七是我國存量項目綠證的國際認可度不高。存量項目在入市交易時并未取消電網(wǎng)保障收購政策，導致RE100（企業(yè)100%使用可再生能源電力）難以認定綠電環(huán)境屬性屬于消費者；“保障收購”等同于計劃電，未產生減碳增量效益。這說明我國可再生能源保障收購政策與國際綠證的認證標準存在一定的不對應，影響了存量綠證的國際認可度。目前僅增量平價綠證比較符合RE100標準。

完善綠色電力市場機制的思考

一是市場主體區(qū)分存量和增量，存量項目基數(shù)電量作為優(yōu)先發(fā)電保障收購，增量項目有序放開進入市場。存量帶補貼項目的市場化電量按照現(xiàn)有各省區(qū)交易規(guī)則執(zhí)行，通過市場化交易形成電能量價格，不影響補貼執(zhí)行?，F(xiàn)有存量項目基數(shù)電量約594億千瓦時繼續(xù)維持電網(wǎng)保障收購，作為優(yōu)先電源供給居民、農業(yè)及電網(wǎng)代理的工商業(yè)用戶。增量平價項目執(zhí)行《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則》，并根據(jù)本方案提出的市場發(fā)展階段開展市場融合。存量帶補貼項目承諾放棄、延后補貼，或補貼執(zhí)行完畢，可以按照增量平價項目的方式入市交易。

二是建立促進消納的更大范圍市場機制，在省區(qū)市場充分消納的基礎上，區(qū)域市場作為兜底措施開展統(tǒng)一平衡，按照“統(tǒng)一市場、統(tǒng)一規(guī)則、統(tǒng)一組織、統(tǒng)一認證”的方式開展頂層設計。

區(qū)域市場注重加大省間新能源調劑力度、拓寬臨時消納渠道。綠色電力首先是電能量商品，可以按照一般商品的規(guī)則在區(qū)域市場自由流動、自主交易、優(yōu)化配置。其次，綠色電力也具有波動性和間歇性，必須集合全區(qū)域各類調節(jié)資源開展更大范圍的消納平衡?！笆奈濉逼陂g總體來看，新能源仍以省內消納為主，跨省區(qū)臨時送受電為補充。

新能源的波動性、間歇性首先在各省區(qū)內部調節(jié)平衡，各省區(qū)內部確無消納手段時再組織跨省區(qū)臨時消納措施。以各省區(qū)內的多能互補打捆交易、發(fā)電權交易、調峰市場、容量補償、儲能及抽蓄交易等調節(jié)性市場機制為主。以跨區(qū)跨省的多日電能量、現(xiàn)貨交易、發(fā)電權交易、抽蓄購電交易和調頻市場作為重要調節(jié)手段和兜底措施。

在現(xiàn)貨試點地區(qū)，或區(qū)域現(xiàn)貨運作后，綠色電力出力預測作為市場邊界，或以報量不報價方式優(yōu)先出清，適時轉為“報量報價”參與交易。

三是按照權責對等、控制風險的原則，綠電分兩階段穩(wěn)步進入市場。

第一階段。綠電按照原核定電網(wǎng)收購價格參與長周期交易，市場化比例較小，以基數(shù)電量兜底執(zhí)行偏差，采用長周期結算或分時均價結算，較為穩(wěn)妥地處理發(fā)電偏差風險，同時也無法獲得與煤電等同的電能量價格。

第二階段。當綠電進入市場比例不斷擴大，基數(shù)電量難以兜底執(zhí)行偏差，調節(jié)性電源的低谷調峰、高峰頂峰成本迫切需要通過分時交易體現(xiàn)價值和貢獻，需要引導用電側依據(jù)峰谷價格信號主動消納新能源時，應進入市場第二階段。在第二階段，綠電市場化比例進一步擴大，交易價格可以與煤電價格趨同，在電力供應緊張時獲得更高的溢價，更好地反映供需形勢的變化。綠電參與分時交易、分時偏差結算，在現(xiàn)貨試點地區(qū)應參與現(xiàn)貨出清及偏差結算，并全面承擔輔助服務分攤費用。

四是執(zhí)行全國統(tǒng)一的綠證管理制度，推進綠色電力生產、交易、消費、結算等全生命周期的追蹤溯源。南方區(qū)域設計“證隨電走”“證電分離”兩種綠證管理模式，由市場主體自主選擇。

加快建設綠電交易配套市場機制

為了更好地促進綠色電力與各類型電源的利益協(xié)調，促進多能互補，建立以下四類配套市場機制刻不容緩。一是未來多類型電源共同進入?yún)^(qū)域市場場景下，基于燃煤基準價或主力電源價格，采用“同臺交易、差額補貼”“設定配比、打捆交易”兩種方式開展多成本電源同臺交易。二是各省區(qū)以煤電盈虧平衡作為啟動條件，基于“固定成本+合理收益”方式制定補償標準。三是分時電價。結合綠色電力發(fā)電消納情況，動態(tài)劃分峰、平、谷時段開展分時交易。按交易雙方所在省區(qū)公約數(shù)確定跨區(qū)跨省交易的峰、平、谷時段。四是輔助服務市場。建設覆蓋跨省區(qū)備用市場，通過市場引導備用容量緊缺省區(qū)向富余省區(qū)購買備用容量。設置廣東廣西海南、云南兩個調頻區(qū)，實現(xiàn)調頻資源更大范圍優(yōu)化配置，提升省間互濟頻率調節(jié)能力。建設省內、跨省區(qū)調峰輔助服務機制。積極試點綠色電力富裕省區(qū)的調峰市場建設，未來將跨省區(qū)調峰機制融入南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場。

加快建設綠電交易配套市場機制

一是堅持市場化改革方向，以消納責任權重考核促進綠電市場化規(guī)模有序放開。現(xiàn)階段，消納責任權重是促進綠電需求規(guī)模持續(xù)增長、落實綠電消費責任到終端用戶的重要抓手，有必要層層分解落實各省區(qū)、售電公司、大用戶、零售用戶的消納責任，為市場主體建立消納量賬戶，持續(xù)加強考核力度。消納量交易和綠證交易可以作為綠色電力交易的補充措施。在某一省區(qū)消納困難的情況下，可以根據(jù)送受電意向下達兩省區(qū)總消納權重指標（如對廣東、廣西下達兩省區(qū)合計的非水消納責任權重指標），鼓勵送受省區(qū)聯(lián)合完成消納責任。

二是構建適應高比例綠色電力的南方區(qū)域統(tǒng)一電力市場，為全國統(tǒng)一市場建設探索經(jīng)驗。在南方區(qū)域市場內部持續(xù)構建完善規(guī)劃、交易、執(zhí)行多維度市場體系，體現(xiàn)綠色電力全生命周期價值。區(qū)域市場建立多能互補“蓄水池”，實現(xiàn)新能源受入能力最大化；通過新能源外送，或新能源與常規(guī)能源打捆外送，輻射大湄公河次區(qū)域。南方區(qū)域綠色用能全過程溯源、全國認證，綠證統(tǒng)一核發(fā)認證，綠色電力交易統(tǒng)一組織。

三是通過能耗“雙控”考核促進綠色電力交易。將跨省區(qū)交易、消費綠色電力與能耗“雙控”掛鉤，根據(jù)外購綠色電力電量規(guī)模同步降低購電省區(qū)、購電主體的能耗“雙控”考核要求。可以對高耗能企業(yè)制定綠色電力采購配比的要求，對未完成綠色電力交易配比的高耗能企業(yè)進行罰款、限電、關停等處罰。以上措施可同步推進從能耗“雙控”向碳排放“雙控”轉型。

四是加快建設電碳市場銜接。建議國家有關部門協(xié)調電力市場、碳交易市場、用能權市場的有效銜接。從全國碳市場重點行業(yè)企業(yè)入手，利用綠電交易溯源的精確性、完整性優(yōu)勢，按照控排企業(yè)購綠電情況精確核算其電力消費的碳排放，或者消費綠電可以獲得相應的自愿減排量。通過信息披露、嚴格考核等措施，促進綠電環(huán)境溢價與碳配額價格趨同，暢通不同市場間的價格信號傳導，構建電力交易價格、碳交易價格聯(lián)動機制。

五是完善綠色電力外部成本疏導渠道。抽水蓄能容量成本按照有關電價政策計入輸配電價由全社會共同分攤。電網(wǎng)側網(wǎng)架建設成本計入輸配電價由全社會共同分攤。輔助服務成本由綠色電力電源分攤，收益由調節(jié)性電源獲得。化石能源發(fā)電容量成本、頂峰電源成本建議由全社會共同分攤。

六是加強與國際綠色用能認證標準對接。建議國家部委牽頭，加強與RE100等國際組織對接，推動我國綠證納入RE100認可范圍，幫助平價綠電消費者獲得綠色用能國際認證。一是明確帶補貼存量項目綠證與增量平價綠證的環(huán)境屬性均由用戶獲得。二是闡述我國電力市場和綠證相關機制對RE100技術標準的符合性，建立我國綠色認證體系與國際的有效接軌。三是做好我國保障性收購等政策與美國RPS政策的對比，梳理RE100認可的可再生能源來源方式，加強與RE100的溝通，增進了解與互信。