跨省跨区绿色电力市场化交易的阻滞因素与推进思路

摘" 要：跨省跨区绿电交易是促进绿电资源空间优化配置和构建全国统一电力市场的重要举措，是促进绿电消纳和投资的重要手段，也是实现绿电从政策激励到市场驱动的重要制度安排。当前跨省跨区绿电交易面临绿电的随机性和波动性大，电力外送通道和调峰能力不足，市场活跃度较低，辅助性服务机制不完善，碳电联动机制不畅通等困境。应采取加强调峰、储能和电力外送通道建设，扩大绿电交易市场规模，创新交易模式，完善辅助服务成本分摊机制，促进碳电联动等措施，推进跨省跨区绿电交易。

关键词：绿电" " "绿电交易" " "跨省跨区

绿色电力交易作为中长期电力交易的全新交易品种，是发展现代能源经济、构建新型能源体系、完善电力市场体系、优化能源消费结构、助力“双碳”目标实现和促进可再生能源后补贴时代的高质量发展的重要举措，也是促进绿电消纳和投资的重要政策工具。我国于2021年9月正式试点绿色电力交易，之后出现了跨省跨区绿电交易案例，目前，我国跨省跨区绿电交易处于起步和试点阶段，存在诸多需要发展和完善的方面。

一、我国电力交易现状与绿电交易的实践探索

（一）我国电力交易现状

自2015年新一轮电力体制改革以来，我国相继出台了一系列深化电力体制改革、促进电力市场化交易和构建全国统一电力市场体系的政策和意见，电力市场化改革和建设成效显著。主要表现在：一是电力交易规模日益扩大。国家能源局和中电联数据显示，2018-2023年，我国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量从20654亿kW·h增加到56679亿kW·h，市场交易电量占全社会用电量比重从30.17%增加到61.4%。二是电力市场交易主体显著增加。2023年，全国范围内在交易机构注册的主体数量达到70.8万家，多元化的市场竞争格局逐步形成。三是电力交易形式和品种日益丰富。目前我国电力市场已经形成了批发市场交易、辅助性服务交易和零售市场交易等交易形式。从交易的周期上来看，形成了中长期电力交易市场和现货交易市场，跨省跨区中长期市场平稳运行，省间现货市场调剂余缺，对互济保供和大范围电力资源优化配置发挥了积极作用。四是市场化电价形成机制初步形成。基本形成了“基准价+上下浮动”的市场化电价机制，在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，进一步扩大浮动范围，电力现货价格与高耗能企业市场交易电价不受上浮限制。目前，我国已初步形成了“能涨能跌”的市场化电价机制。

（二）我国绿色电力交易的实践探索

绿电交易是以绿色电力为标的物并为消费者提供绿色电力消费凭证的中长期电力交易新品种，是新能源“证电合一”的市场交易模式。为促进绿电交易的发展，我国出台了一系列政策，具体情况如下图所示。

2020年12月，浙江开始直购和代购绿电交易试点。2021年9月7日，绿电交易开始在全国范围启动实施。根据中国电力企业联合会数据，2021-2023年，我国绿电交易成交电量分别为87亿kW·h、181亿kW·h和697亿kW·h，年均增长283%。但我国绿电交易在市场总交易电量中的比重仍然较小，2022年和2023年占比分别为0.4%和0.95%，且多数交易为省内交易，2023年全年和2024年1-9月份我国省内绿电交易情况见表1。

我国东中部地区绿电需求旺盛，特别是东部地区的外向型企业受国外产业链和碳关税等因素的影响，绿电需求量大，然而由于自然资源禀赋和土地等方面的约束，绿电供给不足。我国“三北”等新能源资源富裕地区，绿电供给量大，但由于经济产业相对孱弱等原因，导致本地绿电需求相对较低。绿电供需不匹配是开展跨省跨区绿电交易的重要原因。随着绿电交易的启动实施，我国出现了一些跨省跨区绿电交易案例，见表2。

目前，我国跨省跨区绿电交易处于试点阶段，交易规模相对有限，交易灵活性和活跃度有待进一步提升，交易保障也有待进一步完善。

二、跨省跨区绿电交易发展的阻滞因素

（一）绿电随机性、波动性和间歇性大

绿电生产高度依赖于风力和光照等自然因素，受气象异常等因素的影响具有不稳定性，从而导致以风电、光伏发电为代表的绿电具有实际出力值与预测值之间偏差的随机性，发电时有时无的波动性，年、月、日、小时、分钟发电出力变化的间歇性。生产和生活对电能的最大要求是可靠性和稳定性，新能源发电的随机性、波动性和间歇性一方面导致新能源发电特性与负荷用电特性无法有效匹配，另一方面导致系统调节困难，系统平衡和安全问题突出。当大规模增加新能源并网发电量之后，瞬间出现的大容量波动会给电网造成巨大冲击，当发电功率的随机波动性超过系统应有的阈值时，会诱发电网内频率波动，容易引发连锁故障，导致电网电能质量和供电可靠性下降，且增加了系统运行成本。在极端条件下，可能出现停机或者脱网，影响绿电供电质量。在缺乏同步电源有效支持的条件下，严重制约绿电需求和交易。

（二）电力外送通道的制约

电力外送是缓解我国清洁能源地理分布不平衡和用电负荷地理分布不匹配的有效途径。近年来，我国不断提升电力外送通道建设力度，电力外送能力显著增强，但相对于清洁能源外送需求，我国电力外送通道建设依然滞后，导致新能源富集地区弃风限电隐忧尚存。全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2024年前7个月，蒙西、蒙东、辽宁、吉林、黑龙江、甘肃、青海、新疆、西藏风电利用率低于95%。特高压工程建成并投入使用是清洁能源远距离大规模输送的基础，但目前一些特高压直流配套电源项目建设滞后于直流输电本体工程，尚未实现同步建成、同步投产，一定程度制约了绿电的跨区域有效配置。

（三）跨省跨区绿电交易市场活跃度较低

我国绿电交易的相关规则规定，无补贴的新能源电量优先参与绿电交易，已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的新能源作为绿电交易的补充。当前我国大部分的可再生能源发电量来自于财政支持项目或获得电价补贴及财政支持的项目。在以价格信号为导向的绿电交易市场中，参与绿色电力交易的新能源发电企业主要以平价项目为主，少量补贴较低的竞价项目参与交易。当下绿电平价项目投产规模较小，“带补贴的新能源”参与绿色电力交易的溢价空间有限，参与绿电交易的积极性不高，加之绿电交易往往面临有价无市和流动性差的窘境，导致参与绿色电力交易的新能源规模有限。受可再生能源电力消纳责任考核的影响，绿电送方省份绿电外送意愿不强，部分省份存在绿电“惜售”现象。这些因素一定程度上影响了跨省跨区绿电交易的活跃度，制约了跨省跨区绿电交易规模的扩大。

（四）绿电交易模式创新不足

依据是否依托政策目标约束，可将绿电交易市场分为自愿采购交易和配额制交易。目前我国跨省跨区绿电交易属于自愿采购，主要通过电网企业汇总省内绿电采购外省绿电，配额制的强制绿电交易市场缺失，影响了高耗能企业绿电消费的强制约束和绿电交易规模的扩大。电力交易可分为中长期电力交易和电力现货交易。我国跨省跨区绿电交易主要以年度、月度、周度等中长期交易合约为主，属于中长期电力交易，绿电现货交易发展滞后。目前我国绿电交易主要从后期销售渠道切入，侧重对已建项目进行消纳，缺乏长期购电协议（PPA），制约了新能源项目的融资创新和新能源电力的供需匹配。

（五）跨省跨区绿电交易辅助性服务机制不完善

电力辅助服务是促进新能源消纳和保障电能质量的重要保障，也是跨省跨区绿电交易的重要保障。绿电受自然因素的影响较大，受极端天气增多、新能源电力接入比例提高、用电量增加导致峰谷负荷拉大和用电主体对用电稳定性提升等因素的影响，电力调度机构对电力辅助服务的数量和质量需求不断提升。电力辅助服务是一项公共产品，主要包括调峰、调频、备用、调压等服务，既有有功服务，也有无功服务。其受益电量包括提供辅助服务区域的全部电量，既包括省内用电量，也包括享受其提供服务的跨省区“网对网”外送电量。国家能源局信息显示，截至2023年上半年，我国电力辅助服务费用共计278亿元，占上网电费总额的1.9%，其中备用补偿占比16.2%、调频补偿占比19.4%、调峰补偿占比60.0%。长期以来，我国跨省跨区电力交易的辅助服务补偿费用主要在省内发电电源侧分担，少数省份向省内工商业用户分摊，受益主体与承担主体不一致，有悖“谁受益、谁分担”的原则，制约了电力外送省份外送电力的积极性。

（六）碳电联动机制不畅通

碳电联动的关键是碳成本变化影响电力价格，将碳排放成本传导到电价。碳价上升从供给侧和需求侧对电力市场和绿电交易产生影响。传统发电企业被纳入碳排放配额管理后，需要加大技改减排或者在碳交易市场上购买碳配额，导致其碳成本上升，进而导致其电价提升，降低传统发电的电价优势，缩小了带溢价的绿电和传统电力的价差，降低了用电主体购买传统电力的积极性。需求侧层面，当对用电主体外购电力进行碳排放核算时，若对绿电零碳属性进行认可，在碳排放权配额价格大于绿电溢价时，购买绿电就成为节约企业成本的有效途径，有助于提升用电主体购买绿电的积极性。目前，我国的碳电传递机制不畅通，碳市场和电力市场改革缺乏协同性，主要表现及原因在于：碳配额交易、中国核证自愿减排量等碳市场交易与绿电交易、绿证交易等存在功能交叉，绿电零碳属性未得到充分认可；电力价格并不能随成本水平变化而自由调整；碳配额分配指标较为宽松等。

三、跨省跨区绿电交易的推进思路

（一）加强多源协调、多元调峰和多类储能项目建设

为克服新能源出力的随机性、波动性和间歇性对供电质量造成的影响，保障跨省跨区绿电交易的顺利进行，需要加强多源协调能力建设。多源协调是要做好新能源发电与煤电等传统电源发电的关系，在光伏发电和风电出力高峰期，压低常规电源出力，并通过利益分享机制为常规电源出力减少损失进行必要补偿。多元调峰是侧重统筹各类调节资源建设，激励电力辅助服务市场化发展，发挥火电和水电稳定性和灵活性特征，积极构建火电和抽水蓄能电站等传统调峰机组深度参与绿电交易调峰机制，支持抽水蓄能等调峰机组跨省调用，增强电力跨区域调节能力和电力系统灵活性，做好保障性容量市场建设，改善新能源出力特性和负荷特性，增加新能源消纳空间，促进跨省跨区绿电交易发展。多类储能项目建设是要充分发挥储能削峰填谷作用，支持在电网关键节点、薄弱区域合理布局电网侧独立新型储能电站，支持用能企业建设用户侧储能设施；加大独立新型储能电站示范项目建设；实施容量保障机制，按照容量给予储能项目相应补偿。推动多种能源方式互联互济、源网荷储深度融合，促进“源随荷动”向“源网荷储协调互动”转变。

（二）加大电力外送通道建设

目前我国已形成北、中、南三大通道的跨省跨区输电格局，用以满足“西电东送”需求。随着新能源发电装机容量的不断增长和跨省跨区绿电交易的发展，应充分考虑全国统一电力市场体系建设要求，根据全国电力流优化发展布局、结合大型风电光伏基地分布及电力外送通道规划建设时序、技术经济可行性和绿电市场需求端空间格局等因素，持续加强跨省跨区输电通道建设，特别是跨省跨区特高压输电通道建设，优化绿电资源配置，满足跨省跨区绿电交易需求。加快推进省级电网和区域电网的互联互通，提升多能互补基地的协调调度水平。加强省内骨干电网和省内电厂至负荷中心的输送通道建设，逐步提高省内电网调控能力。

（三）扩大绿电交易市场规模

从需求侧扩大绿电消费规模。采取市场手段和行政手段相结合的方式促进绿电消费，出台更加完备的绿色电力消费激励政策体系。规定企事业单位在能源消费中的绿电消纳比例，激励外向型企业、跨国公司及其产业链企业、中央企业、地方国有企业、龙头企业和产业园区使用绿电，强化高耗能企业的绿电消费责任，更好激活绿电消费市场活力；完善绿电交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，逐步推动市场化用户通过购买绿电完成可再生能源消纳责任权重。从供给侧扩大绿电交易供给。通过绿电领域技术进步，进一步降低绿电生产成本，提高绿电的竞争力；加快推进平价新能源项目投资建设，引导新建新能源参与市场化交易，鼓励“带补贴的新能源”参与绿色电力交易。

（四）创新绿电交易模式

大力发展绿电自愿采购市场的产品，满足多元化的采购需求。在积极发展绿电自愿交易的基础上，逐步发展配额制强制绿电交易，强化高耗能企业绿电消费约束，扩大绿电交易规模，促进绿电消纳。鼓励以长期购电协议方式采购绿电。积极探索发展绿电现货交易，降低试错成本，积累交易经验。细化绿电中长期分时段交易机制，逐步推动绿电交易与中长期分时段和现货市场的衔接。为适应新能源参与现货市场的需求，可以对新能源占比较高的省份适当放宽年度中长期合同签约比例。在由电网企业汇总省内绿电需求，实施跨区跨省绿电购买的基础上，逐步探索开展发电企业与售电公司、用户之间的跨省跨区绿电交易。允许储能进入电力批发市场，扩大储能参与电力市场规模。

（五）完善辅助服务成本分摊机制

随着新能源装机容量和绿电交易规模的不断扩大，对电力辅助服务的需求不断提升。目前我国跨省跨区电力交易的辅助服务补偿费用主要由省内发电电源侧分担。根据国际经验，电力辅助服务费用占总电费的比重在3%以上，单纯由发电电源侧分担的机制造成发电侧电力辅助服务沉重负担。应按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的跨省跨区绿电交易辅助服务费用分摊原则，建立发电主体与受电主体共同参与绿电交易辅助服务费用分担机制，疏导电力系统的辅助服务费，降低发电主体的分摊压力。

（六）促进碳市场和电力市场的联动

碳电价格传导是碳交易市场和绿电交易联动的关键，理顺碳电价格传导需要进一步深化电力市场化改革，扩大电力交易价格浮动范围，适时将碳价作为电力综合成本的构成要素。完善碳配额分配机制，在碳交易规则逐步成熟和碳交易主体范围逐步扩大的基础上，逐步引入有偿分配碳配额的机制，适时引入碳配额拍卖机制，加大碳价对电价的影响。健全计量、认证、核查体系，依托区块链技术，发挥绿电交易溯源的精确性、完整性优势，按照控排企业购绿电情况精确核算其电力消费的碳排放。合理控制CCER（中国核证自愿减排量）抵消机制，强化碳排放总量刚性约束。

参考文献：

[1]韩雪，高世楫.我国绿电市场化机制建设的进展、问题与建议[J].中国发展观察，2023（4）：76-82.

[2]程晓春，张辰达.我国绿电交易的问题挑战及前景展望[J].中国电力企业管理，2023（16）：70-72.

[3]卢奇秀.山西：首开跨省区外送电力辅助服务费用分摊先河[N].中国能源报，2023-08-23.

[4]唐葆君，李茹，王翔宇，邹文静，许沛昀，王崇州，刘一江，霍慧娟，徐丹.中国碳市场与电力市场联动机制与协同效应[J].北京理工大学学报（社会科学版），2023（11）：25-33.

（作者单位：内蒙古财经大学经济学院 ）

责任编辑：张莉莉