中共中央辦公廳、國務院辦公廳近日印發《關于深化生態保護補償制度改革的意見》（以下簡稱《意見》）。《意見》提出，加快相關領域制度建設和體制機制改革，為深化生態保護補償制度改革提供更加可靠的法治保障、政策支持和技術支撐，“建立和完善綠色電力生產、消費證書制度”被列入其中。
這對綠電發展無疑是個好消息。“《意見》出臺，保障了用戶購買綠電的可行性、可溯性，將大大提升綠電對于用戶的價值。”中國能源研究會配售電中心副主任吳俊宏認為。同時，綠色電力的推廣應用，也有利于碳達峰、碳中和目標的實現。
那么，目前我國的綠電生產消費情況如何，存在哪些制約因素，又該如何破解，記者對此進行了采訪。
大大提升綠電對用戶的價值
目前還沒有完善的綠電交易體系，《意見》保障了用戶購買綠電的可行性、可溯性
“綠電”指在生產電力的過程中二氧化碳排放量為零或趨近于零，主要來源為太陽能、風力、生物質能、地熱等，而我國主要以太陽能、風力為主。
據了解，我國目前的風電、光伏等裝機容量已經穩居世界第一。來自國家能源局的數據顯示，截至2020年底，我國可再生能源發電裝機總規模達到9.3億千瓦，占總裝機的比重達到42.4%；2020年，可再生能源發電量達到2.2萬億千瓦時，占全社會用電量的比重達到29.5%。
在碳達峰、碳中和目標下，近年來我國綠色電力消納量不斷提升，“但由于我國電力總消費量較大，綠電在全社會電量消費占比的確還有些差距。”吳俊宏介紹說。
他表示，綠電的價值不僅僅是其電量的價值，還有其生態環境屬性價值。但由于綠電消費社會認知度不高、我國現階段缺乏對綠電的認證標準，同時也面臨著綠證價格高、機制不完善、交易內驅力不足等問題，企業等對綠色電力消費態度并不積極。
“綠電認證標準缺失等問題嚴重制約了綠電生產和消費的積極性。”金風科技董事長武鋼認為，我國目前綠電的市場地位與其戰略作用不匹配，仍然存在棄風、棄光和低電價市場化交易等問題，不依照《可再生能源法》執行的現象較為嚴重。
吳俊宏也表示，如果沒有完善的綠電交易體系，將無法證明用戶使用的是綠電。而此次《意見》出臺，保障了用戶購買綠電的可行性、可溯性，將大大提升綠電對于用戶的價值，對綠電的發展是利好的。
經濟成本、安全消納是綠電制約因素
健全綠電消納保障、激勵與考核機制，建立公平公開的電力市場交易機制
記者了解到，目前就每千瓦時綠電成本而言，已經相比火電等常規電源具備較大優勢。比如，幾乎國內所有地區每千瓦時光伏發電成本都已經低于燃煤發電。
但由于可再生能源波動性特點，為了安全消納（即安全使用）這些可再生能源，需要加強電網建設以及其他輔助服務，而這些就增加了額外的使用成本。“目前綠電發展的制約因素：一是經濟成本，二是安全消納。”吳俊宏表示。
2020年，國家發改委、國家能源局曾聯合發布《關于各省級行政區域2020年可再生能源電力消納責任權重的通知》（發改能源〔2020〕767號），公布了各省（自治區、直轄市）可再生能源發展及消納情況。
武鋼認為，目前配額制約束力不足，絕大多數省份均能完成考核目標且懲罰機制較弱。同時，電力交易機制仍不健全，如分布式發電交易市場未放開、缺乏綠電調度管理的可操作機制。此外，部分地區風電交易價格過低，如內蒙古規定風電交易價0.05元/kWh。
因此，他建議，第一，將綠電消納作為貫徹落實碳達峰、碳中和目標的重要任務。從國家層面，加強頂層設計，統籌謀劃，健全綠電消納保障機制，確保綠電應發盡發，全額保量保價消納。
第二，健全綠電消納保障、激勵與考核機制。比如，國家相關機構有效監管并落實“三北”（ 東北、華北北部和西北地區）地方政府對存量項目嚴格執行國家規定的最低保障小時數；提高跨區跨省優先發電中“保量競價”的比例，實現優先發電與優先購電規模相匹配；制定有挑戰性的消納考核權重指標，重點提高負荷大省的非水可再生能源考核指標，并明確具體考核細則及懲罰措施。
第三，建立公平公開的電力市場交易機制，提高全社會綠電消費意識。比如，放開可再生能源分布式發電市場化交易政策，落實“隔墻售電”（允許分布式能源項目通過配電網將電力直接銷售給周邊的能源消費者）政策；盡快出臺與配額掛鉤的綠證強制認購機制；建立綠電消費認證標準，實施綠證交易與減稅、貸款優惠、提升授信額等進行掛鉤的激勵政策。
綠色電力交易試點已啟動
綠電交易系統保證優先組織無補貼的風電、光伏參與交易，優先享受市場帶給綠電的“溢價”利好
不久前，國家發改委價格司副司長彭紹宗表示，從今年開始，新建風電、光伏發電進入平價上網階段。國家發改委正在加快研究健全綠色電價體系、完善核電價格形成機制、深化目錄銷售電價改革等措施，將抓緊完善政策并推動落實，進一步發揮電價信號和杠桿作用，優化電力資源配置，服務綠色低碳轉型發展。
上個月，我國綠電交易試點正式啟動。首次綠電交易共17個省份259家市場主體參與，達成交易電量79.35億千瓦時。
武鋼介紹說，一直以來，我國為推動新能源的發展，都在電價上給予補貼。但隨著行業發展，補貼資金量越來越大，補貼的范圍、規模在逐年收縮直至完全消失。許多綠電急于消納，有時甚至出現了區域降價的窘況。
“而現在綠電交易系統從制度上，保證優先組織無補貼的風電、光伏（計劃未來納入水電）參與交易，給予無補貼的綠能優先進入市場，優先享受市場帶給綠電的‘溢價’的利好，讓更多新能源供應商看到了綠電更廣闊的‘錢景’。”他認為，隨著越來越多的新能源供應商通過綠電交易中附加收益的部分獲得業績增量，將提升未來各界對新能源的投資意愿，加速新型電力系統建設。“整個新能源行業也將憑借綠電交易市場的推進而更好發展。”
吳俊宏對未來綠電交易的順利開展也充滿信心。他認為，新一輪電改以來，我國已經放開了發電側和用電側間的直接交易，因此單從交易可行性和實踐經驗而言，完全沒有問題。但他也提醒，為了讓綠電交易能夠大規模并且持續性的開展，不能將其搞特殊化，仍然應該與電力市場交易規則相銜接，比如做好中長期市場中的帶曲線交易或偏差考核約束等。
評論