深度 | 绿色电力交易之多重期待

今年以来，虽然促进绿色消费、允许电价上涨等利好政策频出，但绿电在获得感上总是感觉还差了最后一公里。

当前，电价不确定性和补贴拖欠是分别困扰新老项目发展的两座大山。悄然展开的绿色电力交易可能成为解决上述问题的重要途径之一。

（来源：微信公众号“风电顺风耳”作者：宋燕华）

“不能说”的交易

法律法规讲求事前性、公开性和确定性，行业政策也应如此。但是长期以来，电力行业有个很怪的现象，除了广东和云南之外（近期山东有改善），其他省份电力交易中心对交易政策和均值数据总是讳莫如深，只有发用电企业、售电公司等主体才能获取，银行、财务投资人、社会公众等利益相关方则缺乏公开的信息渠道。

绿色电力交易也是这样一种“不见政策、只见执行”的交易。

社会公众了解到绿色电力交易，源于2021年9月7日国家发改委官网发布的新闻，表示回复国家电网、南方电网关于《绿色电力交易试点工作方案》的函，宣布绿色电力交易试点工作正式启动。当日来自17个省份的259家市场主体达成大约79亿kwh交易电量。

这一试点的启动稍显仓促，交易当日主要发稿主体是两网、购电方和发改委，部分省份和发电企业有些后知后觉。比如交易完成2日后，辽宁电力交易中心才发布信息表示本省市场主体成交电量27.83亿kwh居全国首位；上市公司中闽能源股票在9月7日涨停，但事后公司公告表示，自身并未参与绿色电力交易，而且由于相关配套政策尚未出台，目前尚不确定对行业和公司的影响。

此后至今，国家发改委、能源局、两网、跨区交易中心网站均未看到《绿色电力交易试点工作方案》文件发布，不过绿色电力交易仍在持续。比如根据《陕西日报》在今年4月14日的报道，国网陕西电力2022年度绿电交易工作已完成，成功代理183家充电设施运营商，累计交易电量8.8亿千瓦时。

2022年2月25日，广州电力交易中心发布《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，是截至目前与绿色电力交易最相关的一份公开文件，为绿色电力交易揭开了本不该神秘的面纱。

平价项目的意外惊喜

根据已披露的绿电交易相关文件，绿色电力交易的实施范围相对狭窄，主要指无补贴风电光伏项目，在此基础上《南方区域绿色电力交易规则（试行）》还进一步排除了分布式电源、储能等市场主体，表示未来将适时引入。因此，无补贴集中式风光项目成为近期绿电交易的最大受益方。

好处之一是更便捷地获得绿证收益。

绿色电力必然具有绿色属性，但此前在无补贴风光项目收益测算中，投资人一般不会考虑绿证价格。因为一方面，绿证交易以自愿形式存在，交易总量并不活跃，如果继续保持自愿，能否卖得出去？如果变成强制但未来海量无补贴项目涌入，4-5分/kwh的平价绿证价格是否具有长期代表性？这些问题都存在疑虑。另一方面，绿证与CCER存在属性重叠，但未来是合并取消？一直走势不明。

与常规电力交易相比，绿色电力交易最大的特点是一键出清电力价值和绿色价值，即电能量价格和绿证价，将电证合一的交易常态化，也极大降低了发用电双方的操作成本。此举不仅让实际参与交易的无补贴项目取得了绿证收益，也给后续项目带来了长期稳定预期。目前市场上缺乏绿色电力交易价格的官方披露数据，从浙江、南网公布的信息推算，去年绿色电力交易试点期间折算绿证价约为1-3分/kwh。在不同发电小时数和造价下，绿证价为1分/kwh项目IRR可提高0.3-0.5%，如绿证价为3分/kwh，项目IRR可提高0.8%-1.2%，提升效果显著。

好处之二是锁定长期电价。

历史上我国电力项目购售电合同（PPA）一般一年一签，与20-25年的寿命相比存在期限错配，电改下售电价格面临不确定性，成为困扰新能源项目投融资的最大问题。实际上全部能源品种均可签署长周期购售电合同（PPA），风电光伏项目由于运维成本占比低、EBITDA margin高，90%以上的度电成本在建设期确定，尤其适合采取这种方式。

根据规则，绿色电力交易将按照“年度（含多月）交易为主、月度交易为补充”的原则开展交易，鼓励年度以上多年交易。2021年9月首批试点中上海的巴斯夫、科思创等企业合计采购宁夏2022-2026年连续5年间、总计15.3亿kwh光伏电量；今年3月，巴斯夫湛江一体化基地与国家电投广东公司签署了为期25年的可再生能源合作框架协议，开启了长期PPA的先河。绿色电力交易期限长、电价确定的特征可以解决行业在面临不确定性电价时的现金流预测痛点。

含补贴项目规则的再认识

含补贴项目本身对绿电交易缺乏兴趣，也不是绿电交易政策的主要鼓励方向。主要因为在绿色属性无差别的无补贴项目带动下，绿证价格预计将维持在0.01-0.03元/kwh的水平，远低于0.1-0.2元/kwh的补贴价格。对于含补贴项目来说，参与绿电交易等于放弃或者核销补贴收入，损失大于收益。

但这里有一个隐含前提：含补贴项目同一度电只能在补贴与绿证二者中间取其一。但结合合理利用小时数的政策变化，其实并不是每度电都有补贴，尤其对风资源良好，发电能力远超区域均值的项目来说，合理利用小时数以外的电量可以享受绿证收益、参与绿色电力交易。

而且“之外”未必是“之后”，可能提前取得。根据《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，已享受国家政策性补贴，在全生命周期合理利用小时数之外的风电、光伏等电量可以成为绿色电力交易标的。而未达到全生命周期合理利用小时前参与交易的风电、光伏等电量，不计入项目合理利用小时数，暂不领取补贴。

那么对于含补贴项目来说，绿电交易常态化以后，当前时点看未来，保守的预测方式是合理利用小时数之前电量获取补贴收益，此后电量通过绿色电力交易等形式取得绿证收益，收益率回升；而且在绿电供小于求的年份和省份，含补贴项目可以阶段性中止合理利用小时累计，拿出部分电量参与绿色电力交易，满足市场需求的同时加快自身现金流回收。

虽然绿色电力交易提升了新能源项目的获得感，但整体上还是以用户需求为导向而非以解决限电为导向，旨在满足部分RE100或外向型企业长期存在却无法被满足的使用绿色电力的需求。由于绿色电力交易包含绿证价而高于一般交易电价，也对购买者的承受能力提出要求。为此，绿色电力交易的主要买方和常态化交易预计将集中在东部沿海省份。

因此受益主体首先是省内新能源项目，其次是存在跨区通道的外来省份新能源项目。由于上述地区风光资源条件一般，从交易规模和便利性来看，近期开发的整县开发光伏项目和平价海上风电项目有望成为重要受益主体。

3060目标公布至今，企业绿色环保意识正在逐渐加强，但碳减排目标是被动考核，用绿电仍属主观能动，购买了绿电还无法核减国内碳减排考核义务。从长远来看，绿色电力交易的常态化和规模化发展还需要跨过绿碳融合的一关。

从企业负担来说，目前工商业用户电价结构中包括0.019元/kwh的可再生能源电价附加，可以理解为电网替用户去配置了绿色电力成分，但如果企业自身通过交易已经实现了100%用绿电且购买了绿证，是否还应继续承担可再生能源电价附加？是否存在重复征税的问题？也值得监管者思考。