绿电交易背景：促进新型电力体系建设，也是实现碳中和的必选项
绿色电力是指利用风电、太阳能发电和生物质发电等可再生能源生产的电力，它具有良好的环境效益，有助于构建绿色低碳、清洁高效的能源体系。绿电交易指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证。在当前我国交易规则中，绿色电力的主要组成是光伏和风电。
电力碳中和是实现“双碳”目标的重要路径。随着新能源大规模接入，电力系统将加快清洁化、低碳化发展，绿色能源将作为满足能源需求增量的主体，逐步成为电力供应和市场交易的主要成分。来自国家能源局的数据显示，2021年我国能源累计装机容量为2417GW，其中光伏和风电合计635GW，占26.3%。到2030年中国新能源累计装机量将占整个电力系统装机量的50%；而预计到2060年碳中和阶段，新能源发电将成为我国电力系统的主要支撑，占比接近80%（见图1）。
但风、光作为清洁能源也存在一定的问题，因风能和光伏发电是间歇的、波动的，对电力调节系统调节带来了一定的挑战，因此，能源结构的稳定在很大程度上影响着可再生能源系统消纳。
绿电交易是实现市场化手段促进新能源消纳。首先，促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制的形成；其次，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，保障可再生能源消纳规模。
此外，保障绿电交易环境溢价，冲抵新能源补贴和新型电力系统基础设施建设资金。电网企业购买的绿电也可进入绿电交易市场，产生的附加收益用于对冲政府补贴或专款用于新型电力系统建设。同时，鼓励发电企业自愿退出补贴，通过绿电市场的附加收益替代国家可再生能源补贴或者销路不畅的“证电分离”绿证；促进“碳-电”市场联动，提升绿电消纳规模和价格水平。对控排企业而言，绿电交易降低了碳市场履约成本，也为外向型企业降低了被征收碳税的风险；而对于发电企业而言，在绿电市场产生溢价效益，促进新能源电力消纳规模和投资意愿。
最后，绿色电力交易的开展，有助于促进绿色能源的可持续发展，引导全社会形成主动消费绿色电力的共识，推动产业结构调整，服务构建新发展格局。绿电交易有助于促进供需精准对接、满足市场主体多样化需求、挖掘潜在价值。电网作为连接能源生产和消费的资源配置平台，通过提升电网数字化、透明化、智能化水平和电网灵活控制能力，推动构建绿色电力“生态圈”，加快电网向能源互联网升级，以高质量的电力供给为美好生活充电、为美丽中国赋能。
绿电政策梳理：鼓励政策频出，南网和国网及省级绿电交易规则陆续出台
2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，要求加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。并明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
创新体制机制，开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。
同期，国家发展改革委会同有关部门研究制定了《促进绿色消费实施方案》（以下简称《方案》）。《方案》提出，促进消费绿色转型，进一步激发社会绿色电力发展潜力，推动绿色电力交易及绿证交易。《方案》强调，促进重点领域消费绿色转型，进一步激发全社会绿色电力消费潜力是其中重要的组成部分。要统筹推动绿电交易、绿证交易，引导用户签订绿电交易合同，并在中长期交易合同中单列；鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例；加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，组织电网企业定期梳理、公布本地绿色电力时段分布；建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制；加强与碳排放权交易的衔接，研究在碳核算中将绿电相关碳排放量予以扣减的可行性。
2022年2月25日，南方区域绿色电力交易实施细则公布；5月25日，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》正式下发。南网及国网的绿色电力交易实施细则相继公布，交易流程相同，同时强调无补贴项目优先参与绿电交易，交易电量不享受补贴。2022年我国绿电交易政策梳理见图2。
从交易范围上看，绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与交易；已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴；分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。用户购电价格=绿色电力交易价格+输配电价+辅助服务费用+政府性基金及附加。我国绿电交易流程见图3。
交易市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构。
（1）售电主体：主要是符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业，现阶段主要是集中式陆上风电、光伏。根据市场建设发展需要，售电主体可逐步扩大至符合条件的水电企业及其他可再生能源发电企业。
（2）购电主体：即电力用户或售电公司，其中售电公司参与绿色电力交易，应与有绿色电力需求的零售用户建立明确的代理关系。电网企业落实国家保障性收购或代理购电政策的，可以作为购售电主体参与绿色电力交易。适时引入分布式电源、电动汽车、储能等市场主体参与绿色电力交易。
（3）输电主体：为各省区省级电网企业，跨区跨省开展绿色电力交易的输电主体还包括南方电网超高压输电公司。电网企业应为绿色电力交易提供公平的报装、计量、抄表、结算和收费等服务。
（4）市场运营机构主要包括电力交易机构、电力调度机构和国家可再生能源信息管理中心。电力交易机构：广州电力交易中心负责南方区域绿色电力交易组织和管理，负责南方区域绿证的划转、注销和交易等工作，负责组织为南方区域市场主体提供绿色电力查证服务。南方区域各电力交易机构依据规则开展绿色电力交易。电力调度机构：在确保电网安全的前提下，提供安全约束条件，开展安全校核，合理安排运行方式，优先执行绿色电力交易合同。国家可再生能源信息管理中心：根据南方区域绿色电力交易需要，会同广州电力交易中心向发电企业核发绿证。
绿电市场状况：刚刚起步，但发展态势强劲
2021年9月7日，国家发展改革委、国家能源局正式批复了《绿色电力交易试点工作方案》，我国绿色电力交易试点启动。截至2022年9月底，我国绿电交易成交电量已超200亿千瓦时，核发绿证超5000万张，折合电量超500亿千瓦时。绿色电力交易市场取得了长足的发展。而2022年1—9月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量38889.3亿千瓦时。可见，绿电交易量占比较小、总量相对有限，尚处于发展初期。
随着我国可再生能源装机规模持续增长，经济性持续提升，消纳能力稳定提升，以及一系列重大事件推动，我国企业用户使用绿电的客观条件越来越成熟。2021年，在能源系统发生的多起重大事件不仅成为全社会关注的焦点，而且对企业绿电采购策略产生了深远影响。
2021年下半年开始，受煤电短缺的影响及双控政策的刺激，多地出台力度不等的停限电措施。此番“拉闸限电”对社会经济发展及居民生活保障造成了直接影响，激发了全社会对于加速发展绿色能源的思考。2021年7月16日，全国碳市场正式启动交易，这一事件标志着我国碳市场的建设取得新突破。未来，越来越多的被考察主体将考虑通过使用绿电进行碳成本传导，碳市场与绿电市场的加速对接迫在眉睫。未来企业采购绿电除了为了配合双碳目标实现，也是提升自身竞争力的有效途径。
化工企业使用绿电的案例及建议
在中国，德国化工巨头巴斯夫推动实现用电企业直接参与可再生能源交易，在率先实现巴斯夫绿色电力的同时，交易范围也已推广至多家企业。早在2019年底，巴斯夫便提出直接交易可再生能源的理念，并与华润电力携手，积极推动广东省制订可再生能源电力市场化交易政策。2020年3月，巴斯夫与华润电力联合提交可再生能源直购电试点方案，供相关政府部门参考，也在国家有关主管部门前来调研时反馈购买绿电的意愿。2021年4月，广东省电力交易中心发布《广东省可再生能源交易规则（实行）》。其中规定交易品种包括年度和月度双边协商交易，参与的发电企业包括风电、光伏和生物质发电机组，交易价格由市场主体通过市场化交易形成，第三方不得干预。中国启动绿电交易之后，巴斯夫不但参与了两笔绿电试点交易，也积极寻求通过PPA获得长期稳定的绿电供给。扬子石化-巴斯夫在此次交易中认购电量10.7万兆瓦时。巴斯夫上海的三个生产基地所需电力的30%采用宁夏回族自治区的太阳能，完成了中国首次跨省份的绿色电力交易。2022 年上半年，巴斯夫中国分别与国家电投（广东）、博枫签署了两笔为期 25 年的可再生能源合作框架协议、可再生能源电力采购协议。从巴斯夫全球可再生能源采购的实例中可以发现，巴斯夫会优先在负荷侧新建可再生能源电站，其次是参与“证电合一”的绿色电力交易，最后是采购绿证作为补充手段。
为尽快适应国际市场的新要求及响应国家低碳转型的号召，许多工业部门央国企开始分步骤地进行规模使用绿电的尝试。首先是逐步提升电气化率，在此基础上，化工行业央国企也作出了绿电应用的引领性的尝试，以实现进一步的减排。例如，中海油及中石化石油均用多种方式率先尝试提升电气化水平。
2021年，中石化投资近30亿元在新疆库车打造全球最大光伏绿氢生产项目，包括300兆瓦、年均发电量6.18亿千瓦时的光伏电站。2021年9月7日，燕山石化作为北京市首批绿色电力交易试点企业之一，通过跨省交易的方式，与山西新能源企业签署绿色电力交易合同，认购2021年9~12月绿色电力4000万千瓦时，占北京市场总交易量42%，成为北京市最大绿色电力交易购买方。2022年4月20日，江汉油田向湖北电力交易中心线上提报2022年绿色电力交易双边协议，经过平台审核，核准成交电量近6000万千瓦时，完成首次绿电市场化交易。2022年4月26日，荆门石化与国电长源电力公司蕲春赤东光伏电站完成1000万千瓦时绿电交易，并获得湖北省绿电消费认证。
2021年12月，中海壳牌石油化工有限公司（合资）与中国海油电力投资有限公司签署100万千瓦时绿电交易合同，成为惠州首笔绿电交易，约占2021年12月当月广东绿电市场交易量17%。2022年，中海油惠州石化有限公司与中海油电力投资有限公司达成2022年度1亿千瓦时绿电交易，包括年度长协3800万千瓦时（占广东2022全年长协绿电交易量14.7%）、月度竞价合同6200万千瓦时。2022年1月，海油发展珠海冷能利用分公司下属中海油工业气体（宁波）有限公司与华能（浙江）能源开发有限公司达成1500万度绿电采购交易。2022年2月，中海石油舟山石化有限公司与国能浙江能源销售有限公司签署2700万千瓦时绿色电力交易合同，这是中海石油舟山石化完成的首单绿色电力交易。截至2022年第一季度末，渤海油田秦皇岛32-6油田和曹妃甸11-1油田群的29个海上生产平台全部接通绿色电力供应，使用绿电量近2000万度。这是中海油天津分公司首次完成绿电市场化交易，也是中国海油目前完成的单次最大绿电交易量，交易总额达1.86亿度，可减排二氧化碳16.4万吨。
化工企业采购绿电过程中，仍面临成本过高，如何体现减碳价值，以及供应稳定性不足的风险。首先是经济性挑战，为了补偿可再生能源开发企业、体现环境价值，在当前的绿电交易机制下，通常伴随着“绿色环境溢价”，价格普遍比火电更高。大规模使用绿电将会抬高企业的生产成本，因为很多企业选择继续依赖火电进行生产。目前绿电交易溢价（相较燃煤基准电价）持续扩大，已由2021 年9月绿色电力试点交易的0.03~0.05元 /kWh上涨至 2022 年度长协中的0.061~0.072 元/ kWh（浙江、江苏）。
其次，绿电采购来源的稳定性和可持续性不足，绿电与工业产能的空间错配又进一步增加了难度。当前绿电资源集中在西北地区，而工业产能主要集中在东部沿海地区，由于空间的不匹配，跨省跨区的绿电交易十分困难，使得企业的绿电需求难以得到满足，或需付出高昂的成本。大型新能源发电企业主动参与中长期交易的意愿较低，用户签订长周期合同的难度大。
再次，绿电消费所产生的减碳价值未能被充分体现，消费绿电难以成为企业优先考虑的减排方式。目前核算指南中并未对企业绿电的使用如何扣减碳排放进行明确的规定，所以企业通过消费绿电所产生的减排量目前还不能在温室气体排放的核算中得到体现。由于绿证与存量核证自愿减排量（CCER）的环境权益存在重复计算的问题，通过购买绿证所带来的减排效益在国际上的认可度有限，进一步打击了重工业企业消费绿电的积极性。
总体而言，化工企业使用可再生能源可以通过自建可再生能源项目和电力交易两种方式实现，企业需要根据自身资源禀赋和用电现状选择合适的一种或多种方式使用绿电（见表1）。现阶段，直购电是我国化工企业使用可再生能源最经济、最可行的方案。化工企业实现绿色能源化需要结合自身的实际情况进行，有意向进行布局的企业应尽早行动，以抢占有利资源。
