摘" 要：跨省跨區(qū)綠電交易是促進綠電資源空間優(yōu)化配置和構建全國統(tǒng)一電力市場的重要舉措，是促進綠電消納和投資的重要手段，也是實現(xiàn)綠電從政策激勵到市場驅動的重要制度安排。當前跨省跨區(qū)綠電交易面臨綠電的隨機性和波動性大，電力外送通道和調峰能力不足，市場活躍度較低，輔助性服務機制不完善，碳電聯(lián)動機制不暢通等困境。應采取加強調峰、儲能和電力外送通道建設，擴大綠電交易市場規(guī)模，創(chuàng)新交易模式，完善輔助服務成本分攤機制，促進碳電聯(lián)動等措施，推進跨省跨區(qū)綠電交易。

關鍵詞：綠電" " "綠電交易" " "跨省跨區(qū)

綠色電力交易作為中長期電力交易的全新交易品種，是發(fā)展現(xiàn)代能源經(jīng)濟、構建新型能源體系、完善電力市場體系、優(yōu)化能源消費結構、助力“雙碳”目標實現(xiàn)和促進可再生能源后補貼時代的高質量發(fā)展的重要舉措，也是促進綠電消納和投資的重要政策工具。我國于2021年9月正式試點綠色電力交易，之后出現(xiàn)了跨省跨區(qū)綠電交易案例，目前，我國跨省跨區(qū)綠電交易處于起步和試點階段，存在諸多需要發(fā)展和完善的方面。

一、我國電力交易現(xiàn)狀與綠電交易的實踐探索

（一）我國電力交易現(xiàn)狀

自2015年新一輪電力體制改革以來，我國相繼出臺了一系列深化電力體制改革、促進電力市場化交易和構建全國統(tǒng)一電力市場體系的政策和意見，電力市場化改革和建設成效顯著。主要表現(xiàn)在：一是電力交易規(guī)模日益擴大。國家能源局和中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2018-2023年，我國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量從20654億kW·h增加到56679億kW·h，市場交易電量占全社會用電量比重從30.17%增加到61.4%。二是電力市場交易主體顯著增加。2023年，全國范圍內在交易機構注冊的主體數(shù)量達到70.8萬家，多元化的市場競爭格局逐步形成。三是電力交易形式和品種日益豐富。目前我國電力市場已經(jīng)形成了批發(fā)市場交易、輔助性服務交易和零售市場交易等交易形式。從交易的周期上來看，形成了中長期電力交易市場和現(xiàn)貨交易市場，跨省跨區(qū)中長期市場平穩(wěn)運行，省間現(xiàn)貨市場調劑余缺，對互濟保供和大范圍電力資源優(yōu)化配置發(fā)揮了積極作用。四是市場化電價形成機制初步形成?；拘纬闪恕盎鶞蕛r+上下浮動”的市場化電價機制，在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網(wǎng)電價，進一步擴大浮動范圍，電力現(xiàn)貨價格與高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮限制。目前，我國已初步形成了“能漲能跌”的市場化電價機制。

（二）我國綠色電力交易的實踐探索

綠電交易是以綠色電力為標的物并為消費者提供綠色電力消費憑證的中長期電力交易新品種，是新能源“證電合一”的市場交易模式。為促進綠電交易的發(fā)展，我國出臺了一系列政策，具體情況如下圖所示。

2020年12月，浙江開始直購和代購綠電交易試點。2021年9月7日，綠電交易開始在全國范圍啟動實施。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會數(shù)據(jù)，2021-2023年，我國綠電交易成交電量分別為87億kW·h、181億kW·h和697億kW·h，年均增長283%。但我國綠電交易在市場總交易電量中的比重仍然較小，2022年和2023年占比分別為0.4%和0.95%，且多數(shù)交易為省內交易，2023年全年和2024年1-9月份我國省內綠電交易情況見表1。

我國東中部地區(qū)綠電需求旺盛，特別是東部地區(qū)的外向型企業(yè)受國外產(chǎn)業(yè)鏈和碳關稅等因素的影響，綠電需求量大，然而由于自然資源稟賦和土地等方面的約束，綠電供給不足。我國“三北”等新能源資源富裕地區(qū)，綠電供給量大，但由于經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)相對孱弱等原因，導致本地綠電需求相對較低。綠電供需不匹配是開展跨省跨區(qū)綠電交易的重要原因。隨著綠電交易的啟動實施，我國出現(xiàn)了一些跨省跨區(qū)綠電交易案例，見表2。

目前，我國跨省跨區(qū)綠電交易處于試點階段，交易規(guī)模相對有限，交易靈活性和活躍度有待進一步提升，交易保障也有待進一步完善。

二、跨省跨區(qū)綠電交易發(fā)展的阻滯因素

（一）綠電隨機性、波動性和間歇性大

綠電生產(chǎn)高度依賴于風力和光照等自然因素，受氣象異常等因素的影響具有不穩(wěn)定性，從而導致以風電、光伏發(fā)電為代表的綠電具有實際出力值與預測值之間偏差的隨機性，發(fā)電時有時無的波動性，年、月、日、小時、分鐘發(fā)電出力變化的間歇性。生產(chǎn)和生活對電能的最大要求是可靠性和穩(wěn)定性，新能源發(fā)電的隨機性、波動性和間歇性一方面導致新能源發(fā)電特性與負荷用電特性無法有效匹配，另一方面導致系統(tǒng)調節(jié)困難，系統(tǒng)平衡和安全問題突出。當大規(guī)模增加新能源并網(wǎng)發(fā)電量之后，瞬間出現(xiàn)的大容量波動會給電網(wǎng)造成巨大沖擊，當發(fā)電功率的隨機波動性超過系統(tǒng)應有的閾值時，會誘發(fā)電網(wǎng)內頻率波動，容易引發(fā)連鎖故障，導致電網(wǎng)電能質量和供電可靠性下降，且增加了系統(tǒng)運行成本。在極端條件下，可能出現(xiàn)停機或者脫網(wǎng)，影響綠電供電質量。在缺乏同步電源有效支持的條件下，嚴重制約綠電需求和交易。

（二）電力外送通道的制約

電力外送是緩解我國清潔能源地理分布不平衡和用電負荷地理分布不匹配的有效途徑。近年來，我國不斷提升電力外送通道建設力度，電力外送能力顯著增強，但相對于清潔能源外送需求，我國電力外送通道建設依然滯后，導致新能源富集地區(qū)棄風限電隱憂尚存。全國新能源消納監(jiān)測預警中心數(shù)據(jù)顯示，2024年前7個月，蒙西、蒙東、遼寧、吉林、黑龍江、甘肅、青海、新疆、西藏風電利用率低于95%。特高壓工程建成并投入使用是清潔能源遠距離大規(guī)模輸送的基礎，但目前一些特高壓直流配套電源項目建設滯后于直流輸電本體工程，尚未實現(xiàn)同步建成、同步投產(chǎn)，一定程度制約了綠電的跨區(qū)域有效配置。

（三）跨省跨區(qū)綠電交易市場活躍度較低

我國綠電交易的相關規(guī)則規(guī)定，無補貼的新能源電量優(yōu)先參與綠電交易，已納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內的新能源作為綠電交易的補充。當前我國大部分的可再生能源發(fā)電量來自于財政支持項目或獲得電價補貼及財政支持的項目。在以價格信號為導向的綠電交易市場中，參與綠色電力交易的新能源發(fā)電企業(yè)主要以平價項目為主，少量補貼較低的競價項目參與交易。當下綠電平價項目投產(chǎn)規(guī)模較小，“帶補貼的新能源”參與綠色電力交易的溢價空間有限，參與綠電交易的積極性不高，加之綠電交易往往面臨有價無市和流動性差的窘境，導致參與綠色電力交易的新能源規(guī)模有限。受可再生能源電力消納責任考核的影響，綠電送方省份綠電外送意愿不強，部分省份存在綠電“惜售”現(xiàn)象。這些因素一定程度上影響了跨省跨區(qū)綠電交易的活躍度，制約了跨省跨區(qū)綠電交易規(guī)模的擴大。

（四）綠電交易模式創(chuàng)新不足

依據(jù)是否依托政策目標約束，可將綠電交易市場分為自愿采購交易和配額制交易。目前我國跨省跨區(qū)綠電交易屬于自愿采購，主要通過電網(wǎng)企業(yè)匯總省內綠電采購外省綠電，配額制的強制綠電交易市場缺失，影響了高耗能企業(yè)綠電消費的強制約束和綠電交易規(guī)模的擴大。電力交易可分為中長期電力交易和電力現(xiàn)貨交易。我國跨省跨區(qū)綠電交易主要以年度、月度、周度等中長期交易合約為主，屬于中長期電力交易，綠電現(xiàn)貨交易發(fā)展滯后。目前我國綠電交易主要從后期銷售渠道切入，側重對已建項目進行消納，缺乏長期購電協(xié)議（PPA），制約了新能源項目的融資創(chuàng)新和新能源電力的供需匹配。

（五）跨省跨區(qū)綠電交易輔助性服務機制不完善

電力輔助服務是促進新能源消納和保障電能質量的重要保障，也是跨省跨區(qū)綠電交易的重要保障。綠電受自然因素的影響較大，受極端天氣增多、新能源電力接入比例提高、用電量增加導致峰谷負荷拉大和用電主體對用電穩(wěn)定性提升等因素的影響，電力調度機構對電力輔助服務的數(shù)量和質量需求不斷提升。電力輔助服務是一項公共產(chǎn)品，主要包括調峰、調頻、備用、調壓等服務，既有有功服務，也有無功服務。其受益電量包括提供輔助服務區(qū)域的全部電量，既包括省內用電量，也包括享受其提供服務的跨省區(qū)“網(wǎng)對網(wǎng)”外送電量。國家能源局信息顯示，截至2023年上半年，我國電力輔助服務費用共計278億元，占上網(wǎng)電費總額的1.9%，其中備用補償占比16.2%、調頻補償占比19.4%、調峰補償占比60.0%。長期以來，我國跨省跨區(qū)電力交易的輔助服務補償費用主要在省內發(fā)電電源側分擔，少數(shù)省份向省內工商業(yè)用戶分攤，受益主體與承擔主體不一致，有?！罢l受益、誰分擔”的原則，制約了電力外送省份外送電力的積極性。

（六）碳電聯(lián)動機制不暢通

碳電聯(lián)動的關鍵是碳成本變化影響電力價格，將碳排放成本傳導到電價。碳價上升從供給側和需求側對電力市場和綠電交易產(chǎn)生影響。傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)被納入碳排放配額管理后，需要加大技改減排或者在碳交易市場上購買碳配額，導致其碳成本上升，進而導致其電價提升，降低傳統(tǒng)發(fā)電的電價優(yōu)勢，縮小了帶溢價的綠電和傳統(tǒng)電力的價差，降低了用電主體購買傳統(tǒng)電力的積極性。需求側層面，當對用電主體外購電力進行碳排放核算時，若對綠電零碳屬性進行認可，在碳排放權配額價格大于綠電溢價時，購買綠電就成為節(jié)約企業(yè)成本的有效途徑，有助于提升用電主體購買綠電的積極性。目前，我國的碳電傳遞機制不暢通，碳市場和電力市場改革缺乏協(xié)同性，主要表現(xiàn)及原因在于：碳配額交易、中國核證自愿減排量等碳市場交易與綠電交易、綠證交易等存在功能交叉，綠電零碳屬性未得到充分認可；電力價格并不能隨成本水平變化而自由調整；碳配額分配指標較為寬松等。

三、跨省跨區(qū)綠電交易的推進思路

（一）加強多源協(xié)調、多元調峰和多類儲能項目建設

為克服新能源出力的隨機性、波動性和間歇性對供電質量造成的影響，保障跨省跨區(qū)綠電交易的順利進行，需要加強多源協(xié)調能力建設。多源協(xié)調是要做好新能源發(fā)電與煤電等傳統(tǒng)電源發(fā)電的關系，在光伏發(fā)電和風電出力高峰期，壓低常規(guī)電源出力，并通過利益分享機制為常規(guī)電源出力減少損失進行必要補償。多元調峰是側重統(tǒng)籌各類調節(jié)資源建設，激勵電力輔助服務市場化發(fā)展，發(fā)揮火電和水電穩(wěn)定性和靈活性特征，積極構建火電和抽水蓄能電站等傳統(tǒng)調峰機組深度參與綠電交易調峰機制，支持抽水蓄能等調峰機組跨省調用，增強電力跨區(qū)域調節(jié)能力和電力系統(tǒng)靈活性，做好保障性容量市場建設，改善新能源出力特性和負荷特性，增加新能源消納空間，促進跨省跨區(qū)綠電交易發(fā)展。多類儲能項目建設是要充分發(fā)揮儲能削峰填谷作用，支持在電網(wǎng)關鍵節(jié)點、薄弱區(qū)域合理布局電網(wǎng)側獨立新型儲能電站，支持用能企業(yè)建設用戶側儲能設施；加大獨立新型儲能電站示范項目建設；實施容量保障機制，按照容量給予儲能項目相應補償。推動多種能源方式互聯(lián)互濟、源網(wǎng)荷儲深度融合，促進“源隨荷動”向“源網(wǎng)荷儲協(xié)調互動”轉變。

（二）加大電力外送通道建設

目前我國已形成北、中、南三大通道的跨省跨區(qū)輸電格局，用以滿足“西電東送”需求。隨著新能源發(fā)電裝機容量的不斷增長和跨省跨區(qū)綠電交易的發(fā)展，應充分考慮全國統(tǒng)一電力市場體系建設要求，根據(jù)全國電力流優(yōu)化發(fā)展布局、結合大型風電光伏基地分布及電力外送通道規(guī)劃建設時序、技術經(jīng)濟可行性和綠電市場需求端空間格局等因素，持續(xù)加強跨省跨區(qū)輸電通道建設，特別是跨省跨區(qū)特高壓輸電通道建設，優(yōu)化綠電資源配置，滿足跨省跨區(qū)綠電交易需求。加快推進省級電網(wǎng)和區(qū)域電網(wǎng)的互聯(lián)互通，提升多能互補基地的協(xié)調調度水平。加強省內骨干電網(wǎng)和省內電廠至負荷中心的輸送通道建設，逐步提高省內電網(wǎng)調控能力。

（三）擴大綠電交易市場規(guī)模

從需求側擴大綠電消費規(guī)模。采取市場手段和行政手段相結合的方式促進綠電消費，出臺更加完備的綠色電力消費激勵政策體系。規(guī)定企事業(yè)單位在能源消費中的綠電消納比例，激勵外向型企業(yè)、跨國公司及其產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)、中央企業(yè)、地方國有企業(yè)、龍頭企業(yè)和產(chǎn)業(yè)園區(qū)使用綠電，強化高耗能企業(yè)的綠電消費責任，更好激活綠電消費市場活力；完善綠電交易與可再生能源消納責任權重掛鉤機制，逐步推動市場化用戶通過購買綠電完成可再生能源消納責任權重。從供給側擴大綠電交易供給。通過綠電領域技術進步，進一步降低綠電生產(chǎn)成本，提高綠電的競爭力；加快推進平價新能源項目投資建設，引導新建新能源參與市場化交易，鼓勵“帶補貼的新能源”參與綠色電力交易。

（四）創(chuàng)新綠電交易模式

大力發(fā)展綠電自愿采購市場的產(chǎn)品，滿足多元化的采購需求。在積極發(fā)展綠電自愿交易的基礎上，逐步發(fā)展配額制強制綠電交易，強化高耗能企業(yè)綠電消費約束，擴大綠電交易規(guī)模，促進綠電消納。鼓勵以長期購電協(xié)議方式采購綠電。積極探索發(fā)展綠電現(xiàn)貨交易，降低試錯成本，積累交易經(jīng)驗。細化綠電中長期分時段交易機制，逐步推動綠電交易與中長期分時段和現(xiàn)貨市場的銜接。為適應新能源參與現(xiàn)貨市場的需求，可以對新能源占比較高的省份適當放寬年度中長期合同簽約比例。在由電網(wǎng)企業(yè)匯總省內綠電需求，實施跨區(qū)跨省綠電購買的基礎上，逐步探索開展發(fā)電企業(yè)與售電公司、用戶之間的跨省跨區(qū)綠電交易。允許儲能進入電力批發(fā)市場，擴大儲能參與電力市場規(guī)模。

（五）完善輔助服務成本分攤機制

隨著新能源裝機容量和綠電交易規(guī)模的不斷擴大，對電力輔助服務的需求不斷提升。目前我國跨省跨區(qū)電力交易的輔助服務補償費用主要由省內發(fā)電電源側分擔。根據(jù)國際經(jīng)驗，電力輔助服務費用占總電費的比重在3%以上，單純由發(fā)電電源側分擔的機制造成發(fā)電側電力輔助服務沉重負擔。應按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的跨省跨區(qū)綠電交易輔助服務費用分攤原則，建立發(fā)電主體與受電主體共同參與綠電交易輔助服務費用分擔機制，疏導電力系統(tǒng)的輔助服務費，降低發(fā)電主體的分攤壓力。

（六）促進碳市場和電力市場的聯(lián)動

碳電價格傳導是碳交易市場和綠電交易聯(lián)動的關鍵，理順碳電價格傳導需要進一步深化電力市場化改革，擴大電力交易價格浮動范圍，適時將碳價作為電力綜合成本的構成要素。完善碳配額分配機制，在碳交易規(guī)則逐步成熟和碳交易主體范圍逐步擴大的基礎上，逐步引入有償分配碳配額的機制，適時引入碳配額拍賣機制，加大碳價對電價的影響。健全計量、認證、核查體系，依托區(qū)塊鏈技術，發(fā)揮綠電交易溯源的精確性、完整性優(yōu)勢，按照控排企業(yè)購綠電情況精確核算其電力消費的碳排放。合理控制CCER（中國核證自愿減排量）抵消機制，強化碳排放總量剛性約束。

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（作者單位：內蒙古財經(jīng)大學經(jīng)濟學院 ）

責任編輯：張莉莉