首批绿电交易复盘

南方能源观察 2021-09-15 17:25

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eo记者 姜黎 刘斌


聚光灯近日再次打向了沉寂许久的电力市场。这一次,终端用户买到了期待已久的绿色电力。


2021年9月7日,深圳电网智慧能源技术有限公司收获了广州电力交易中心有限公司颁发的“中国南方区域绿色电力交易首日交易”纪念证书。他们作为售电主体,代理深圳腾讯公司等用户进行了首次绿电交易。这一天,共17个省259家市场主体参与了交易,成交电量79.35亿千瓦时。


国家发展改革委体改司在官网发布的访谈文章中提到,要同时实现电力低碳转型、安全可靠、经济可承受等多重目标,必须要深化电力体制改革,在体制机制和市场建设上做出探索创新。绿色电力交易是把有意愿承担更多社会责任的一部分用户区分出来,以市场化方式引导绿色电力消费,体现出绿色电力的环境价值,促进新型电力系统建设。


访谈文章提到,开展绿色电力交易不仅对落实双碳目标、构建新型电力系统具有重要支撑作用,而且将会为全球可再生能源发展提供中国方案。



释放绿电需求


“一位苹果公司(Apple)的供应商负责人告诉我们,苹果公司要求所有供应商必须使用一定比例的绿色电力,否则会失去成为供应商的资格。”一位售电公司代表说。


苹果公司是RE100的金牌成员,RE100是一个全球性的创新项目,最早发起于2014年“纽约气候周”期间,国际非营利组织气候组织(The Climate Group,TCG)为主要发起方,碳信息披露项目(Carbon Disclosure Project,CDP)合作发起和管理。该项目把国际上有影响力的企业汇集在一起,共同承诺使用100%可再生能源。2020年中,苹果公司宣布了到2030年在其整个业务和制造供应链中实现碳中和的目标。


在全球减排政策加强的趋势下,跨国企业面临的竞争是全方位的,不仅自己要尽可能做到“绿色”,还要管理供应链,促使其“变绿”,这关系到企业的社会形象,由于金融机构对企业环境价值的关注度渐涨,这也将是影响企业募资能力和效果的因素之一。


一位电力咨询分析师曾透露,早在本轮电力市场化改革启动初期,国内就有部分跨国企业用户提出购买绿色电力的需求,彼时虽然能够实现向发电企业直接购电,由于参与直接交易的均为煤电机组,无法在市场里买到绿色电力,除非直接投资新建光伏、风电,否则无法向投资者证明产品生产过程中使用了绿电。


随着“双碳”目标的提出,在可靠供给、清洁、价格可承受的多重约束下,以风电、光伏为主的绿电将成为电量规模的“顶梁柱”,而此时“政府财政补贴+电网保障消纳”这种适合“少数派”的发展模式就不再适用了,终端用户要为这种转变付出一定的成本。


相关媒体报道,扬子石化-巴斯夫有限责任公司是首批参与绿电交易的企业之一,9月7日当天成功认购了1.07亿千瓦时绿色电力,所购电力均产自太阳能光伏。其总裁杨晟在接受媒体采访时说,此次绿色电力交易可谓是一场“及时雨”,认购的电量相当于每年减少碳足迹7万吨。


巴斯夫为了这次交易已经和发电企业协商了数月,一是要确保认可度高,二是避免“不纯粹”的绿电。“不选已经享受补贴的发电项目,也不选碳配额得到减免的项目。”一位知情人士指出。这也是众多用户参与绿电交易的原则。


“因为电力成本占我们生产成本的比例比较高,参与绿电交易目前还是持谨慎态度。”一位跨国企业用户坦言:“未来将评估何种方式‘性价比’最高,比如根据溢价水平,考虑参与绿电交易的电量比例,或在参与绿电交易和单纯购买绿证之间做组合选择等。”


也有跨国企业电力策略负责人透露,目前正与内蒙古、四川等清洁能源富集地协商,或争取配套新产品线的绿电项目,或争取入驻合适的工业园区,使用平价绿电。


多位业内人士分析,跨国企业及其供应商,国内数据中心等新兴产业以及出口型企业的绿电交易需求确实存在,而这部分需求得到充分满足后,增量空间还是要看产业结构转型的规模和单个用户自身的发展情况。


但发改委的期待并不止于这批愿意承担更多社会责任的用户。官网访谈文章指出,开展绿电交易试点要坚持积极引导,鼓励高载能行业和企业积极、主动、更多使用绿电。



专属交易模式


在此次绿电交易试点启动之前,京津冀、浙江、陕西、云南、广东、重庆等地已经做了一些尝试,部分省级电力交易中心为参与交易的市场主体出具了“绿色电力交易凭证”,但各地采用的交易模式、价格机制各不相同,凭证也缺乏统一标准。


早在2018年,国家能源局华北能监局就发布了《京津冀绿色电力市场化交易规则(试行)》,并组织了相关交易;2020年11月,申洲国际集团控股有限公司与浙江中营风能开发有限公司完成浙江首单用户加价购买风电的交易等,都或多或少涉及绿电。


本次试点与省级的尝试有相似之处,均是在现有电力中长期交易框架下,设立绿色电力交易品种,但试点方案进一步明确了交易方式、交易主体和价格机制。


根据相关试点方案,目前纳入绿电供给方的主要包括风电和光伏项目,可供交易的绿电又分为两种,一是未享受各类国家政策性补贴和保障性收购政策的风电、光伏电量,即“纯市场化”的平价上网项目,由电力用户或售电公司和发电企业等市场主体,通过双边协商、挂牌等方式达成交易量价,签订双边合同,俗称“点对点”交易,初期面向省级市场开展;二是未享受各类国家政策性补贴,由电网企业保障性收购的风电、光伏电量,由电力用户向省级电网购买,俗称“网对点”交易。


国家电网经营区域试点方案提出,市场初期,考虑到部分省份无补贴新能源项目装机规模有限,可由本省电网企业通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿色电力;或由部分带补贴的新能源项目参与绿电交易,交易电量不再领取补贴或注册申请自愿认购绿证,不计入其合理利用小时。南方电网区域试点方案指出,对于享受各类国家补贴政策,在全生命周期合理利用小时数之外的风电、光伏绿色电量,可参照平价项目的方式开展交易,不再领取补贴,而绿证照旧,但需与电力同时交割;鼓励购售电主体跨区跨省开展绿色电力交易。


“目前来看,国内绿电电力交易虽然是财务结算,但采用的仍然是与电量绑定的‘物理’交易模式。”一位长期参与电力交易的大用户分析:“可以理解成当前以年为周期的中长期交易方式框架下的绿电专属交易,我们称之为RDPP(Renewable Direct Power Purchase)。”


而欧洲普遍采用PPA(Power Purchase Agreement)模式,用户和发电公司签署的PPA往往覆盖10-15年,仅供财务结算,为发电公司在电力现货市场中对冲价格波动风险,从而保证可再生能源项目获得较为稳定的投资回报。


虽然试点方案也鼓励电力用户与在建发电企业签订5-10年的长期购电协议,建立促进绿色电力发展的长效机制,但有业内人士指出,国内和欧洲在电力市场设计上不同,国内现货市场发展程度不一,电力市场尚未完全形成价格信号,设置和欧洲类似的可再生能源项目PPA,和目前发展阶段的衔接难度较大。


按照试点方案,“点对点”方式下的交易价格将通过买卖双方协商等方式形成,交易价格高于核定上网价格的收益分配给对应发电企业。“网对点”交易以挂牌、集中竞价等方式形成价格,交易价格高于电网企业收购电价部分产生的差额资金,一部分用以补偿参与交易的新能源发电企业,体现绿色电力的环境价值,一部分用以补偿促进新能源消纳相关投资及运营成本。


电网保障收购电量目前对应的是非市场化用户,而这部分用户是低价用户。随着绿电供给的增加,电网仍然要全力保障消纳,但在履行消纳责任的同时,有一部分风光电量的消纳成本需要由绿电消费者来分担,如何平衡这种收支结构变化,达到既鼓励绿电项目投资开发,又合理体现消纳成本的目的,将是未来的重点。据eo了解,备受行业关注的“网对点”交易溢价收益如何分配目前尚未有定论。


一位发电企业资深电力市场研究者指出,电力系统“转绿”要付出的消纳成本在市场用户和非市场用户如何分摊还是未解之题。


这也是电力市场化改革多年以来,明确“涨价”的专属交易。有发电企业人士提醒,在一些新能源富集地区,已经以绿电交易的名义已开展了低价专场交易。“试点推开后,这些地区的绿电交易价格能否有所上涨,才能判断试点是否达到效果。”


据悉,首批绿电试点交易的成交价格较当地电力中长期交易价格增加了0.03元/千瓦时-0.05元/千瓦时。试点方案明确,交易初期,按照平稳起步的原则,可参考绿色电力供需情况合理设置交易价格上、下限,待市场成熟后逐步取消。


深圳电网智慧能源技术有限公司售电相关负责人透露,首批交易中,售电公司按照政策指导价执行。但未来绿电供需将存在省内、跨省跨区的匹配空间,而这是价格波动的源头,帮用户买到最便宜的绿电是售电公司的角色所在。


前述跨国公司电力策略负责人说,试点的启动,终于使用户在可接受的溢价范围内买到了绿电,是一个好的开头。“价格的波动和国际认可度是下一阶段的关注重点。”



绿色属性由哪个市场定价?


绿电交易火热,绿证市场正在推进之中,而随着全国碳市场的启动,国家核证自愿减排量(CCER)交易也逐渐升温。绿电、绿证以及CCER分属不同交易体系,但参与主体都涉及可再生能源发电企业和碳排放用户,不同体系之间如何衔接、避免重复计算减排量,是机制设计中需要考虑的问题。除此之外,可再生能源发电企业和电力用户也同样关注绿电价格以及绿电价值如何衡量。


由电网企业组织的绿电交易,已经初步建立了与绿证的衔接机制。试点方案提出,要建立全国统一的绿证制度,国家能源主管部门组织国家可再生能源信息管理中心,根据绿色电力交易试点需要批量核发绿证,并划转至电力交易中心,电力交易中心依据绿色电力交易结算结果将绿证分配至电力用户。


这也意味着绿证作为非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿电的唯一凭证,与绿电交易深度绑定。


多位业内人士认为,证电合一、证电分离各有优劣。证电合一是证随电走,最大的好处在于防止出现碳泄露,缺点是受到通道容量等限制,要牺牲一定的灵活性;而证电分离将环境价值和电能价值分开考虑,在不同市场中各自解决,价格机制设计更清晰,但也存在不同主体、不同凭证之间的互认问题。两种方式目前并不互斥,要允许各自发展,最后交由市场选择。


现阶段,全国碳市场以碳配额交易为主,CCER作为重要补充也有可能随着全国碳市场的完善而重启。2021年8月,北京绿色交易所已经对全国温室气体自愿减排注册登记系统进行招标,并公布了招标条件和预算。近日,中共中央办公厅、国务院办公厅印发了《关于深化生态环境保护补偿制度改革的意见》,意见指出,健全以国家温室气体自愿减排交易机制为基础的碳排放权抵消机制,将具有生态、社会等多种效益的林业、可再生能源、甲烷利用等领域温室气体自愿减排项目纳入全国碳排放权交易市场。


风电与光伏均是绿证和CCER核发的主要对象,CCER重启必须要考虑重复性问题。如果同一个项目既通过绿证获得收益,又申请签发CCER并参与碳市场交易,就会产生重复计算碳减排问题。


有业内人士表示,如果要避免CCER与绿证的重复计算,需要调整CCER的核发范围,或者改进方法学,进行分类管理,建立统一的标准体系。“如果有统一的换算,算完以后绿证减碳多少,CCER减碳多少,大家在统一的标准体系里就没有什么问题。”


北京电力交易中心相关负责人在接受媒体采访时表示,在和碳市场的衔接方面,我们也在积极向有关部门汇报,争取实现相关数据的贯通耦合,避免绿电交易的环境权益再以CCER等形式在碳市场售卖,同时将绿电交易实现的减排效果核算到响应用户的最终碳排放结果中,进而激励更多的企业参与绿电交易,促进电-碳市场协同发展,共助“双碳”目标实现。


有发电企业人士对eo表示,无论是绿电交易,还是绿证、CCER,最核心的问题在于绿电价值如何衡量,价格几何。


2021年5月,平价项目绿证核发工作正式启动。绿证认购平台数据显示,截至9月13日,平价绿证核发数量已经达到455万个,目前平价绿证成交价格为50元/个,折合每千瓦时绿电收益为5分钱,达到首批绿电交易成交价格上限。据了解,50元/个的价格由买卖双方自行协商,从发电企业角度来看,他们也不愿在平价绿证交易初期把价格定太低。上述业内人士表示,根据市场调研情况,对于绿证的大宗交易,买卖双方的意向价格大约在20-30元/个。


全国碳市场自2021年7月启动交易,截至9月10日,全国碳配额累计成交量845万吨,累计成交额4.16亿元,近期成交价在40元-50元/吨之间。根据试点碳市场数据,CCER交易均价普遍低于碳配额价格。


对于可再生能源发电企业而言,未来新增发电装机以平价项目为主,他们最主要的诉求是希望有长期的保障消纳,从而带来稳定的收益。尽管目前绿电交易的收益低于绿证,但发电企业对参与绿电交易仍有积极性。


有了解绿电交易的人士对eo表示,直购绿电是批量长周期的交易,价格稳定,有合同来保障收益,对于项目投资非常有利。


此外,国际两大绿证签发机构I-REC和APX也在国内进行绿证签发,由于不同签发机构之间信息不通,存在重复发放绿证的可能性,这也将有可能削弱中国绿证在国际社会中的公信力。据了解,I-REC已经与国家可再生能源信息管理中心接触,双方在探讨避免重复计量的方案。


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