近日，北京、广州电力交易中心发布了2023年上半年电力市场交易信息。数据显示，上半年国家电网和南方电网经营区分别完成绿电交易389亿千瓦时和56.7亿千瓦时，均提前超额完成了年度目标，国家电网区域绿证交易达142万张。
绿电参与市场交易可获得环境价值收益。随着绿电参与市场交易的提速扩围，绿电的环境价值正逐渐成为新能源持续健康发展的有力支撑，助力新型电力系统建设。
绿电环境价值有三种价格形态
绿电环境价值反映绿电消费的零碳排放特性，主要通过参与绿电、绿证交易或在碳市场抵扣碳排放来实现。绿电环境价值在绿电、绿证、碳交易三个市场中呈现出不同的价格形态。
一是绿电市场的环境溢价形态。绿电交易规则明确指出，绿电价格由电能量价格和环境溢价组成。2021年9月，绿电交易试点正式启动，国家电网区域绿电环境溢价约3~5分/千瓦时，南方电网约3分/千瓦时。2022年以来受煤电价格上浮带动，绿电环境溢价有所提高。
二是绿证市场的绿证价格形态。我国自2017年开始自愿绿证交易，以替代财政补贴为主要目的，约120~800元/个。截至2022年12月底，全国补贴绿证累计核发、认购数量约3458万个、7.9万个，交易规模较小。随着绿证交易目的逐步从单纯替代财政补贴转为促进新能源消纳和缓解财政补贴压力，交易类型也从最初的补贴绿证转为无补贴绿证。当前，无补贴绿证成交价约30~50元/个，折合约3~5分/千瓦时。
三是碳市场的碳价形态。绿电的零碳排放特性决定其可用于抵扣企业碳排放，成为碳排放配额履约手段之一，如近期天津市碳交易试点对控排企业2022年碳配额清缴时，将企业购买的绿电纳入碳排放核减范围。按当前碳价水平和电网碳排放因子换算，绿电在碳市场价值约3分/千瓦时。
国内绿电环境价值相对偏低
国内绿电环境价值通过绿电、绿证或碳交易三个互斥市场实现，对应价值在3~5分/千瓦时之间，与欧美相比总体偏低。美国通过可再生能源证书（RECs）或电力市场PPA交易实现绿电环境价值，交易溢价折合人民币约7分/千瓦时；欧洲主要通过绿色证书（EECS-GO）交易实现绿电环境价值，不同地区价格存在差异，如：德国绿色证书折合人民币约4~6分/千瓦时，比利时约7~15分/千瓦时。
国内绿电环境价值偏低的主要原因在于，绿电市场活力不足、市场需求尚未激活。从绿电交易市场看，当前可再生能源消纳责任权重尚未分解落实到终端用户，大部分用户购买绿电意愿不强，仅部分出口型企业存在绿电交易需求，2022年全国仅1.7%新能源电量参与了绿电交易。从绿证交易市场看，当前国内绿证与国际绿证互认尚未打通，国内绿证暂时无法被国际市场认可，出口、外资等企业购买国内绿证意愿不强。截至2022年底，全国无补贴绿证认购量仅为核发量的23%；从碳交易市场看，当前我国仅发电行业被纳入碳市场，碳市场配额分配总体宽松，碳排放履约压力不大。2022年全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗已降至301.5克/千瓦时，远低于碳排放考核标准。
多方齐力扩大绿电环境价值
多项政策齐发力，绿电环境价值有望稳中有升。2022年《促进绿色消费实施方案》《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》等政策发布，明确国企、高耗能企业绿电消费比例原则上不低于当地可再生能源消纳责任权重，企业可通过购买绿电或绿证完成可再生能源消纳责任，绿电与可再生能源消纳责任权重挂钩机制将逐步建立。2023年2月，国家发展改革委等联合印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，鼓励带补贴绿电项目参与绿电交易，绿电、绿证交易覆盖范围将进一步扩大。2023年全国生态环境保护工作会议提出，研究扩大碳市场行业覆盖范围，预计“十四五”期间国家将逐步推动八大非发电行业有序纳入碳市场。近日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，提出要健全碳排放双控各项配套制度，为建立和实施碳排放双控制度积极创造条件。在多项政策加持下，绿电参与市场的活力更强、需求主体更广，有力支撑绿电环境价值扩大。
发挥绿电环境价值作用，支撑新型电力系统建设。绿电零碳排特性决定着其具有“正”外部性，发展绿电有助于经济社会全面绿色转型，但绿电出力不稳定特性决定其也具有“负”外部性。绿电平价上网不等于平价利用，绿电利用除自身发电成本外，还需要煤电、抽水蓄能、新型储能等调节资源配合调节，从而产生电力系统调节成本。随着绿电环境价值的扩大，将部分绿电环境价值收益用于疏导系统调节成本，推动市场主体各方共同承担系统调节责任，将有助于新型电力系统建设。
