今年以來，雖然促進綠色消費、允許電價上漲等利好政策頻出，但綠電在獲得感上總是感覺還差了最后一公里。
當前，電價不確定性和補貼拖欠是分別困擾新老項目發(fā)展的兩座大山。悄然展開的綠色電力交易可能成為解決上述問題的重要途徑之一。
（來源：微信公眾號“風電順風耳”作者：宋燕華）
“不能說”的交易
法律法規(guī)講求事前性、公開性和確定性，行業(yè)政策也應如此。但是長期以來，電力行業(yè)有個很怪的現(xiàn)象，除了廣東和云南之外（近期山東有改善），其他省份電力交易中心對交易政策和均值數(shù)據(jù)總是諱莫如深，只有發(fā)用電企業(yè)、售電公司等主體才能獲取，銀行、財務投資人、社會公眾等利益相關方則缺乏公開的信息渠道。
綠色電力交易也是這樣一種“不見政策、只見執(zhí)行”的交易。
社會公眾了解到綠色電力交易，源于2021年9月7日國家發(fā)改委官網(wǎng)發(fā)布的新聞，表示回復國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)關于《綠色電力交易試點工作方案》的函，宣布綠色電力交易試點工作正式啟動。當日來自17個省份的259家市場主體達成大約79億kwh交易電量。
這一試點的啟動稍顯倉促，交易當日主要發(fā)稿主體是兩網(wǎng)、購電方和發(fā)改委，部分省份和發(fā)電企業(yè)有些后知后覺。比如交易完成2日后，遼寧電力交易中心才發(fā)布信息表示本省市場主體成交電量27.83億kwh居全國首位；上市公司中閩能源股票在9月7日漲停，但事后公司公告表示，自身并未參與綠色電力交易，而且由于相關配套政策尚未出臺，目前尚不確定對行業(yè)和公司的影響。
此后至今，國家發(fā)改委、能源局、兩網(wǎng)、跨區(qū)交易中心網(wǎng)站均未看到《綠色電力交易試點工作方案》文件發(fā)布，不過綠色電力交易仍在持續(xù)。比如根據(jù)《陜西日報》在今年4月14日的報道，國網(wǎng)陜西電力2022年度綠電交易工作已完成，成功代理183家充電設施運營商，累計交易電量8.8億千瓦時。
2022年2月25日，廣州電力交易中心發(fā)布《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）》，是截至目前與綠色電力交易最相關的一份公開文件，為綠色電力交易揭開了本不該神秘的面紗。
平價項目的意外驚喜
根據(jù)已披露的綠電交易相關文件，綠色電力交易的實施范圍相對狹窄，主要指無補貼風電光伏項目，在此基礎上《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）》還進一步排除了分布式電源、儲能等市場主體，表示未來將適時引入。因此，無補貼集中式風光項目成為近期綠電交易的最大受益方。
好處之一是更便捷地獲得綠證收益。
綠色電力必然具有綠色屬性，但此前在無補貼風光項目收益測算中，投資人一般不會考慮綠證價格。因為一方面，綠證交易以自愿形式存在，交易總量并不活躍，如果繼續(xù)保持自愿，能否賣得出去？如果變成強制但未來海量無補貼項目涌入，4-5分/kwh的平價綠證價格是否具有長期代表性？這些問題都存在疑慮。另一方面，綠證與CCER存在屬性重疊，但未來是合并取消？一直走勢不明。
與常規(guī)電力交易相比，綠色電力交易最大的特點是一鍵出清電力價值和綠色價值，即電能量價格和綠證價，將電證合一的交易常態(tài)化，也極大降低了發(fā)用電雙方的操作成本。此舉不僅讓實際參與交易的無補貼項目取得了綠證收益，也給后續(xù)項目帶來了長期穩(wěn)定預期。目前市場上缺乏綠色電力交易價格的官方披露數(shù)據(jù)，從浙江、南網(wǎng)公布的信息推算，去年綠色電力交易試點期間折算綠證價約為1-3分/kwh。在不同發(fā)電小時數(shù)和造價下，綠證價為1分/kwh項目IRR可提高0.3-0.5%，如綠證價為3分/kwh，項目IRR可提高0.8%-1.2%，提升效果顯著。
好處之二是鎖定長期電價。
歷史上我國電力項目購售電合同（PPA）一般一年一簽，與20-25年的壽命相比存在期限錯配，電改下售電價格面臨不確定性，成為困擾新能源項目投融資的最大問題。實際上全部能源品種均可簽署長周期購售電合同（PPA），風電光伏項目由于運維成本占比低、EBITDA margin高，90%以上的度電成本在建設期確定，尤其適合采取這種方式。
根據(jù)規(guī)則，綠色電力交易將按照“年度（含多月）交易為主、月度交易為補充”的原則開展交易，鼓勵年度以上多年交易。2021年9月首批試點中上海的巴斯夫、科思創(chuàng)等企業(yè)合計采購寧夏2022-2026年連續(xù)5年間、總計15.3億kwh光伏電量；今年3月，巴斯夫湛江一體化基地與國家電投廣東公司簽署了為期25年的可再生能源合作框架協(xié)議，開啟了長期PPA的先河。綠色電力交易期限長、電價確定的特征可以解決行業(yè)在面臨不確定性電價時的現(xiàn)金流預測痛點。
含補貼項目規(guī)則的再認識
含補貼項目本身對綠電交易缺乏興趣，也不是綠電交易政策的主要鼓勵方向。主要因為在綠色屬性無差別的無補貼項目帶動下，綠證價格預計將維持在0.01-0.03元/kwh的水平，遠低于0.1-0.2元/kwh的補貼價格。對于含補貼項目來說，參與綠電交易等于放棄或者核銷補貼收入，損失大于收益。
但這里有一個隱含前提：含補貼項目同一度電只能在補貼與綠證二者中間取其一。但結合合理利用小時數(shù)的政策變化，其實并不是每度電都有補貼，尤其對風資源良好，發(fā)電能力遠超區(qū)域均值的項目來說，合理利用小時數(shù)以外的電量可以享受綠證收益、參與綠色電力交易。
而且“之外”未必是“之后”，可能提前取得。根據(jù)《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）》，已享受國家政策性補貼，在全生命周期合理利用小時數(shù)之外的風電、光伏等電量可以成為綠色電力交易標的。而未達到全生命周期合理利用小時前參與交易的風電、光伏等電量，不計入項目合理利用小時數(shù)，暫不領取補貼。
那么對于含補貼項目來說，綠電交易常態(tài)化以后，當前時點看未來，保守的預測方式是合理利用小時數(shù)之前電量獲取補貼收益，此后電量通過綠色電力交易等形式取得綠證收益，收益率回升；而且在綠電供小于求的年份和省份，含補貼項目可以階段性中止合理利用小時累計，拿出部分電量參與綠色電力交易，滿足市場需求的同時加快自身現(xiàn)金流回收。
雖然綠色電力交易提升了新能源項目的獲得感，但整體上還是以用戶需求為導向而非以解決限電為導向，旨在滿足部分RE100或外向型企業(yè)長期存在卻無法被滿足的使用綠色電力的需求。由于綠色電力交易包含綠證價而高于一般交易電價，也對購買者的承受能力提出要求。為此，綠色電力交易的主要買方和常態(tài)化交易預計將集中在東部沿海省份。
因此受益主體首先是省內新能源項目，其次是存在跨區(qū)通道的外來省份新能源項目。由于上述地區(qū)風光資源條件一般，從交易規(guī)模和便利性來看，近期開發(fā)的整縣開發(fā)光伏項目和平價海上風電項目有望成為重要受益主體。
3060目標公布至今，企業(yè)綠色環(huán)保意識正在逐漸加強，但碳減排目標是被動考核，用綠電仍屬主觀能動，購買了綠電還無法核減國內碳減排考核義務。從長遠來看，綠色電力交易的常態(tài)化和規(guī)模化發(fā)展還需要跨過綠碳融合的一關。
從企業(yè)負擔來說，目前工商業(yè)用戶電價結構中包括0.019元/kwh的可再生能源電價附加，可以理解為電網(wǎng)替用戶去配置了綠色電力成分，但如果企業(yè)自身通過交易已經(jīng)實現(xiàn)了100%用綠電且購買了綠證，是否還應繼續(xù)承擔可再生能源電價附加？是否存在重復征稅的問題？也值得監(jiān)管者思考。
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