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摘 要：分析我国绿电市场发展现状、绿电交易政策走势及城市燃气企业可再生能源发电项目参加绿电交易的必要性与可行性。指出当前绿电交易存在跨区域交易存在壁垒、分布式能源项目参与市场交易机制尚未成型、电碳联动机制不完善、可再生能源参加绿电交易难等问题，建议未来进一步打破省间交易壁垒、突破电网物理约束、拓展市场主体、丰富交易模式，推进绿电、绿证与碳市场有效连接，通过完善辅助服务市场，使带储能的可再生能源项目在获得绿色溢价的同时实现储能成本回收。
关键词：绿电交易；燃气企业转型；光伏项目；跨区域交易
参考文献示例：
铁宇，姜鑫，朱瑞娟，等. 绿电交易推动城市燃气企业新能源领域布局［J］. 煤气与热力，2024，44（9）：B43-B46.
双碳战略背景下，燃气行业同样寻求突破，积极开展新能源领域探索，以求在国家能源转型背景下取得先机。目前，昆仑能源有限公司（简称昆仑能源）、华润燃气控股有限公司（简称华润燃气）、新奥能源控股有限公司（简称新奥能源）、中国燃气控股有限公司（简称中国燃气）、港华智慧能源有限公司（简称港华燃气）等城市燃气企业均有所布局，利用市场和用户优势，探索风力发电、光伏发电等可再生能源新业务领域，城市燃气企业将由单纯的燃气供应商变为综合能源服务商。2021年9月，我国绿电交易市场应运而生，为燃气企业投资的可再生能源发电项目提供了新的利润增长点。
绿电交易是在电力中长期市场体系框架内设立的全新交易品种，简单而言，就是用户可以通过电力交易的方式购买风电、光电等新能源电量，消费绿色电力，并获得相应的绿色认证。绿电交易可全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，有效提高发电企业收益，促进新能源发展，同时也为电力用户购买绿色电力、实现产品零碳需求提供更加便捷可行的购买途径。截至2023年底，我国仅有风电及大型光伏项目可以参加绿电交易，但随着《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》［1］发布，未来分布式发电项目也可逐步进入交易之中。
近年来，我国绿电交易大幅增长，截至2023年7月底，全国累计成交绿电电量635×108 kW·h。其中，2021年绿电交易电量76×108 kW·h，2022年绿电交易电量143×108 kW·h，2023年（至7月底）绿电交易电量416×108 kW·h。此外，北京市生态环境局在2023年4月发布《关于做好2023年本市碳排放单位管理和碳排放权交易试点工作的通知》［2］，提出在碳排放核算时，重点碳排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为0，使绿电抵消碳排放成为现实，大大提高用户购买绿电的积极性。此外上海、天津也出台相关政策，未来绿电抵消碳排放成为大势所趋，绿电交易规模将进一步提升。
交易价格方面，东南沿海绿电需求较高省份资源短缺与跨省区外购难共同造成了绿电供给紧张，使得绿电价格加速上涨。根据北京电力交易中心有限公司（简称北京电力交易中心）数据显示，2022年，交易价格较当地原燃煤基准价平均上涨0.05 元/（kW·h）；2023年，交易价格较当地原燃煤基准价平均上涨0.065 元/（kW·h），价格呈现上升趋势。
截至2023年底，我国仅有光伏发电、风力发电可参加绿电交易，光伏发电占比51.11%，风电占比48.89%。其中国家电力投资集团公司成交电量最大，达到82.34×108 kW·h，占总成交电量的15.09%；其次为中国广核集团有限公司，成交电量48.02×108 kW·h，占总成交电量的8.8%；中国华能集团有限公司成交电量48×108 kW·h，占总成交电量的8.79%。此外，新奥能源旗下的大型地面光伏电站也参加了绿电交易，实现了环境价值变现。
2021年8月，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》［3］提出建立全国统一的绿色电力证书（简称绿证）制度，电力交易中心依据国家有关政策组织开展市场主体间的绿证交易和划转，拉开了中国绿电交易的大幕。2021年9月7日，绿电交易试点启动，首批绿电交易共17个省份259家市场主体参与。
此后，国家持续完善绿电交易机制顶层设计，陆续出台《促进绿色消费实施方案》［4］《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》［5］和《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》［6］，旨在刺激社会绿电消费潜力、提高配额制下绿电市场化消纳水平、促进能源绿色低碳转型。2022年2月和5月，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》［7］和《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》［8］的相继发布，对绿电交易的组织、价格、结算、绿证划转等方式和流程进行了细化，明确了“证电合一”的交易模式，为绿电交易常态化开展提供支持，推动了区域绿电交易实践。
进入2023年，为进一步扩大绿电交易规模，国家发展改革委、财政部、能源局联合印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》［9］，提出补贴项目参与绿电交易时，高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有，鼓励享受国家可再生能源补贴的绿电项目积极参与绿电交易。此后在2023年8月《绿色电力交易实施细则（修订稿）》［10］中，明确规定绿电交易结算过程中同时体现电能量偏差和绿电环境价值，侧面体现出绿电交易价格水平将高于火电交易价格，保证发电企业绿色收益。
目前国内大型城市燃气企业已经开始布局可再生能源发电项目，如光伏发电、风能发电。企业需要保证项目收益，因此城市燃气企业可再生能源项目开发的前提是满足内部收益率的要求。而发电企业正在发挥其资金优势，以较低的收益率占领太阳能、风能项目资源，留给城市燃气企业发展空间越来越小。在此背景下，绿电交易为可再生能源发电项目增收提供新方式，为城市燃气企业能源转型创造机遇。
绿电交易的“证电合一”体现出环境价值，尤其在部分城市出台绿电抵消碳排放政策后，绿电需求量不断攀升，价格也水涨船高，且有进一步扩大趋势。据北京电力交易中心统计，2023年，绿电交易价格较当地原燃煤基准价平均上涨0.065 元/（kW·h），参加绿电交易可有效提高项目收益。
但由于光伏发电受天气影响较大，不确定性高，在分时段计量、结算机制中存在劣势，或将承担相应偏差结算费用，包括电能量偏差结算费用及绿电环境价值偏差补偿费用。一般情况下，结算时偏离合同量超过5%部分进行偏差结算，其中电能量偏差结算费用按照当期火电价格补偿，绿电环境价值按合同明确的偏差补偿条款执行，由违约方向合同对方支付补偿费用。因此在制定经营策略时，需根据电站运行数据、仿真模拟来确定具体交易电量。
此外，随着绿电抵消碳排放政策逐步落实，未来电力用户对绿电需求量将逐步扩大，作为综合能源服务商，城市燃气企业也可建立自己的售电公司，为客户提供绿电代理服务，实现从绿电发电、电力交易到绿电消费的一站式综合服务。以新奥能源为例，根据2022年前三季度业务报告，新奥能源积极为泛能客户提供绿电交易服务，累计交易绿电量达1.61×108 kW·h。
我国电力长期以来按省域平衡，跨省跨区电力交易政策和市场机制尚未完全成熟，跨省绿电交易存在壁垒。绿电资源集中在东北、华北北部和西北地区，而绿电需求相对集中在东南沿海，电网通道、地方惜售在一定程度上限制了绿电的跨省跨区域发展，导致城市燃气企业无法有效利用自己已有客户资源、渠道销售绿电，实现绿电环境价值变现。
建议打破省间交易壁垒，突破电网物理约束。加强绿电交易市场的顶层设计，做好省间、省内市场的衔接，建立一个顺应电力体制改革潮流、有效承载新型电力系统运行、结构完善、层次丰富的新型电力市场形态；突破电网物理约束，使交易能够在多维度、多层次开展［11］。
由于投资压力，城市燃气企业多布局分布式光伏项目，但目前仅有陆上风电和大型光伏发电项目参加绿电交易，虽然文献［1］提出，所有可再生能源发电项目均可申请绿证，为可再生能源分布式发电项目参加绿电交易奠定了基础。但可再生能源分布式发电项目参加绿电交易存在天然劣势。以分布式光伏项目为例，分布式光伏项目存在双重不确定性，即不同时段自用电比例及发电量均不确定，这导致项目签订交易合同时无法精准预测不同时段可供电量。虽然电力交易中心等政策制定单位提出分布式光伏项目以聚合方式参加绿电交易，但并未对聚合的规模、交易机制、结算方式进行规定，因此目前尚未有分布式光伏项目参加绿电交易。
建议拓展市场主体、丰富交易模式。推动配电网下可再生能源分布式发电项目通过聚合方式参与绿电交易的模式逐渐常态化，探索研究基于短期潮流追踪等技术条件下的小时级或更短周期的分散式交易模式，并根据行业发展情况，逐步将海上风电、生物质发电等纳入绿电交易范畴，激发市场活力［11］。通过虚拟电厂、聚合商的概念，实现一个区域内的分布式发电项目的精准调控。
绿电交易试点的启动，虽实现了绿电的环境属性，但对绿电碳排放还没有相应的计算方法，因此整合资源出台更完善的绿电交易政策迫在眉睫［11］。目前北京、上海、天津出台相关政策［12-14］，提出控排企业通过市场交易的手段购买的绿电可以抵消碳排放，但并未给出具体操作流程。此外，绿证与碳市场并未衔接，或将出现一个项目同时申请绿证、国家核证自愿减排量（Chinese Certified Emission Reduction，CCER）的情况，导致重复计算。
建议推进绿电、绿证与碳市场的有效连接。绿证零碳属性的认定有助于建立绿证与碳排放配额的互认机制，通过设计科学、合理的互认抵扣机制将绿证的购买与碳排放核算联系起来［11］，可有效避免绿证、CCER重复计算的情况。此外，在碳核查过程中也要建立和完善控排企业绿电、绿证抵消碳排放机制，提高企业购买绿电的积极性，促进市场健康发展。
可再生能源发电随机性、间歇性、不稳定性的劣势会全部转化为运行成本，导致新能源项目参与市场交易的竞争力大打折扣，面临巨大挑战。一方面，根据“谁受益、谁承担”的原则，新能源必然要支付一笔不菲的辅助服务费用，进一步增加新能源参与市场的成本；另一方面，新能源不能在一定范围内灵活控制输出功率，很难按合同约定的曲线精确输出功率，将导致实际结算电量与合同约定的偏差较大，因此新能源参与市场还面临很大的偏差考核风险。
建议通过储能实现可再生项目供电的稳定性。发电企业可通过搭配储能的方式，避免可再生能源发电间歇性、不稳定性产生的额外成本（如辅助服务费、偏差考核费等）。与此同时，也需确保项目开发商获得足够合理的利润使其有意愿参加绿电交易，因此需要政策继续完善辅助服务市场，使带储能的可再生能源项目在获得绿色溢价的同时实现储能成本的回收。
开展绿电交易可有效实现可再生能源发电项目环境价值变现，提高企业投资积极性。虽然目前跨区域交易存在壁垒、分布式能源项目参与市场交易机制尚未成型、电碳联动机制不完善、可再生能源参加绿电交易难等痛点仍然存在，但随着市场交易经验总结，这些问题将逐步解决。作为电力交易的新成员，城市燃气企业需要积极参与，通过市场机制提高可再生能源发电项目的收益，积极占领市场，实现由单一的燃气供应商向综合能源服务商的转型。
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