2021年，南方區域共有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，實現綠電交易的優先組織、優先執行、優先結算。從市場范圍看，本次綠電交易首次實現南方區域跨區跨省新能源“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。互聯網及大數據公司、外向型企業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，享受電網保障收購政策，享受財稅優待，相比入市交易具有非常明顯的優勢。上述原因導致發電企業主動入市意愿并不強烈。此外，在目前供需形勢緊張的環境下，綠電價格的電能量價格主要沿用指導價格政策，環境屬性的溢價也不高，也削弱了發電企業交易積極性。綠電平價項目目前投產規模較小，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模的主要原因。

 

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

 

三是未來綠電波動性間歇性增大，各省區存在消納困難問題。各省區將難以應對大規模新能源并網導致的波動性和間歇性問題，西電東送潮流分布將發生方向性轉變，現有“網省兩級運作”市場模式需要改進。跨省區輸配電價核價方式以協議送電方向、固定規模為基礎制定，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，需要穩妥制定疏導機制。系統調節成本、電網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對碳排放“雙控”的貢獻。2021年12月召開的中央經濟工作會上提出，新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制，創造條件盡早實現能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變。目前，企業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保障收購政策，導致RE100（企業100%使用可再生能源電力）難以認定綠電環境屬性屬于消費者；“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。 本`文內.容.來.自：中`國`碳`排*放*交*易^網 t a npai fan g.com