從當下來看，綠電交易規模增長乏力的原因在于供應受限。

 

在試點階段，我國參與綠電交易的主要是平價風電和光伏。一些帶補貼的風光機組如果參與綠電交易，參與交易的電量需要放棄補貼。選擇平價風光項目電量作為綠電交易的標的，可以保證用戶購買的綠電在國際上廣受認可、沒有爭議，從而使我國的綠電消費更有效地與國際接軌。

 

但我國新能源剛剛步入平價時代，新增平價項目少、規模小，影響了綠電交易的供給能力。同時資源與需求不匹配，綠電需求較大的東部地區，其本地平價新能源項目稀少，而資源豐富的西北和東北地區，則面臨需求不旺的局面。為了滿足用戶需求，浙江省的部分分布式新能源進入了綠電市場，但由于分布式項目本身并未納入我國綠證核發范疇，與其交易的用戶無法取得綠色電力證書。隨著試點的逐漸深入，未來國家可能會將水電、生物質等更多清潔電源納入綠電范疇。“隨著平價風光項目的逐漸增長，今年年底或明年年初綠電市場供應不足的情況將得到改善。”北京電力交易中心專家說。

 

從長遠來看，綠電市場需求潛力的挖掘需要更加強有力的政策加持。當前，我國綠電交易以自愿交易市場為主，一些用戶對于這種新的交易品種仍持觀望態度。從國際經驗來看，綠電市場的起步，往往與可再生能源配額制綁定，在配額制的主導下，承擔配額義務的市場主體均需要完成相應的新能源消納目標。與配額制結合的強制交易市場將進一步激發用戶消費綠色電力的主觀能動性。

 

當前，“可再生能源電力消納責任機制”已正式實施兩年多。盡管從原則上用電企業負有消納責任，但由于用戶消費綠電的渠道非常有限，因此可再生能源消納責任權重一般通過電網公司保障消納完成，以省為主體進行指標考核，并沒有把責任權重真正分解到終端的用戶和售電公司，這不利于激發企業自主消費綠電的積極性。最近，國家發展改革委等七部門聯合出臺《促進綠色消費實施方案》，其中提出“建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權重掛鉤機制，市場化用戶通過購買綠色電力或綠證完成可再生能源消納責任權重。”但上述政策的真正落地仍需要執行層面的具體細則出臺。

 

作為一項引導新能源消納的政策，我國可再生能源消納責任權重缺乏約束性的罰則，對于市場主體完成考核沒有形成足夠的壓力。在缺乏配額制強制加持的情況下，市場很難產生大規模的綠電需求，這也是綠證市場始終無法活躍的原因之一。

 

盡管當前綠電供給有限，但從今年開始，平價新能源的建設進入快速通道，據估算，“十四五”期間新能源裝機每年將增加1.1~1.2億千瓦，這其中絕大多數都是平價項目，所對應的發電量大約每年新增1300~1400億千瓦時，這將遠遠超過用戶自發購買綠電的需求，倘若缺乏強制配額等激勵性政策，可能導致綠電交易市場嚴重供大于求，綠電價格可能下跌，環境價值無法體現，綠電機制難以維系。因此，綠電市場亟需用戶側激勵性政策出臺，推動高耗能等企業參與綠電交易，使綠電市場的供需保持動態平衡。

 

市場的供需主導著量價。但綠電價格有其特殊之處——其價格包含電能量價格和環境溢價。環境溢價如何評估，在當下并沒有明確的界定。

 

從試點成交價格來看，綠電價格較當地電力中長期交易價格，增加了0.03~0.05元/千瓦時。這是基于去年9月之前的中長期交易價格的比較。《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）出臺后，多數地區燃煤電價頂格上漲，綠電價格也因此同步上漲。在燃煤電價上漲后，綠電價格平均較原基準價上漲0.06元/千瓦時，漲幅最高時大約較原基準價上漲了30%。

 

在現有的機制下，高出標桿電價的部分，暫可看作綠電環境價值的體現。但在實際交易中，綠電交易價格的變化會受到供需關系的影響，環境溢價的變動較大。如去年年末，電力供不應求，綠電市場價格便“水漲船高”。但煤電價格上浮，是基于電煤價格大漲，運行成本的上升，綠電在無運行成本上升的壓力下同樣跟隨上漲價格，是否具有合理性？但如綠電價格不上浮，則環境價值無從體現。實際上，在1439號文出臺后，煤電價格的漲幅已經高于綠電價格，綠電價格已略低于煤電價格。如果考慮到環境溢價的體現，理論上綠電的價格漲幅應該超出煤電漲幅；但價格上漲過高，將影響用戶購買綠電的積極性，造成綠電市場“有價無市”。

 

記者在采訪中了解到，目前的電力市場體系中并沒有一個成熟的市場來提供環境溢價的參考。無論碳市場還是綠電市場，都剛剛起步，價格并不穩定，也不一定反映了市場真實的減排成本和綠色價值。因此目前的綠電交易只能暫時交給市場主體協商，根據供需來決定價格，需要在市場運作一段時間后，逐漸找到綠色價值的合理區間。

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