可再生能源尤其是新增的可再生能源參與電力市場的節奏將逐漸加快，可再生能源項目年發電小時數的個體差異性和不確定性將進一步增強。加之可再生能源發電的波動性和不確定性，以及與電力負荷在空間和時間匹配上的不平衡，其平均的度電價格水平或將顯著低于其他電源類型。新增可再生能源項目的收益結構將隨著電力市場和綠電市場的發展出現一定調整。因此，綠電市場化機制的建設要做好與電力市場的銜接，推動電力行業平穩地向綠色低碳轉型。

 

首先，要做好計劃與市場的銜接。建議優先采購對市場化綠電溢價價值需求較低的項目，并免費或以較低價格獲得相應的綠證。對于暫時未進入電力市場、由電網企業統購統銷的可再生能源發電量，則以市場化溢價價值正序的方式，根據可再生能源電力消納責任權重要求采購綠證，對未獲得過其他形式補貼的可再生能源發電量，根據當地綠證近三個月或半年的平均價格購買綠證，產生的資金和獲取的綠證對全部電力市場用戶進行平均分攤。

 

其次，要做好兩個市場在價值分配、數據信息上的銜接。

 

最后，要進一步鼓勵以PPA的方式采購綠電。一是建立更加有效全面的電力市場履約機制和發用電主體的信用評價體系，為發用電企業簽署較長年份PPA提供信心和信用支撐；二是進一步完善電力市場體系建設，完善產品結構、提高靈活性，推動電力市場發現價格，為PPA提供價格標桿；三是基于省（區、市）間電力計劃、新能源基地配套產業等探索具有經濟屬性的長期購電協議試點，為PPA提供模式參考；四是結合中國可再生能源資源與負荷分布不平衡的特點，探索嘗試電證分離的虛擬PPA模式。

 

【作者韓雪系國務院發展研究中心資源與環境政策研究所副研究員，高世楫系國務院發展研究中心資源與環境政策研究所所長、研究員。本文是國家自然科學基金專項項目“面向碳中和的國家氣候治理體系變革與創新研究”（72140007）的階段性成果，本文首發于《中國發展觀察》2023年第4期，澎湃新聞經授權刊發，刊發時有編輯與刪節。】