上篇：绿电交易的回顾与展望

绿电交易两周年简要回顾

自2021年9月份中国启动绿电交易以来，绿电交易的规模呈逐年快速增长趋势。

根据中电联公布的数据，仅以绿电省内交易电量作为参考指标，2021年9-12月省内交易总量为6.3亿千瓦时，2022年全年省内交易量大幅增加至228.7亿千瓦时，而2023年仅截至上半年省内交易量已达到213.4亿千瓦时，全年交易总电量有望创新高。但绿电交易量目前仍然只占全国各类电源交易总量的极小部分，2022年全国各电力交易中心累计完成市场交易电量超过52,000亿千瓦时，绿电交易量占比仅为0.43%左右，因此绿电交易在中国仍有广泛的市场发展空间。

从覆盖省份来看，绿电交易目前已经在我国绝大部分省份开展。根据公开信息显示，南方电网区域总共五个省份（即广东省、广西壮族自治区、云南省、贵州省及海南省），已经全部开展绿电交易。国家电网区域总共26个省份，除个别省份（例如西藏自治区）暂未组织绿电交易外，其余绝大部分省份均已开展。组织交易的省份制订了本省的绿色电力交易方案或实施细则，为开展常态化绿电交易奠定了基础。

绿电交易的环境属性价值已初步显现。2022年，国网区域绿电交易价格较当地原燃煤基准价平均上涨6-8分/千瓦时。其中，宁夏、福建、重庆、天津、上海、浙江、江西等七省（直辖市）的成交价格高于当地燃煤基准价上浮20%后的水平。^[1]

1044号文助力绿电交易再提速

近日，国家发改委、财政部、国家能源局联合下发了《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》（发改能源〔2023〕1044号）（下称“1044号文”），进一步放开绿色电力证书的覆盖范围，该文从2023年7月25日起实施。

1044号文核心内容为绿证核发全覆盖，将核发范围从当前的陆上风电、集中式光伏发电项目，扩大至覆盖海上风电、分布式光伏和光热发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目，大幅度扩大绿证的应用范围。

绿证覆盖范围的拓展，为更多可再生能源电站参与绿色电力交易提供了政策基础，为后续落地政策颁布创造了空间。从发电侧来看，目前参与绿色电力交易的仅为风电和光伏发电项目，1044号文允许对更多电源项目核发绿证，为绿色电力交易中发电企业进一步扩容提供了顶层制度设计。从用户侧来看，1044号文明确鼓励、推动和支持跨国公司、各类龙头企业、国有企业、机关和事业单位、园区和城市等使用绿色电力，绿色电力的需求有望继续上升，该文无疑将对中国绿色电力交易下一个阶段的蓬勃发展注入新的动能。

绿电交易热点法律问题观察

1. 交易结构与协议安排

相较于欧美国家常见的电力用户与发电企业通过直接订立购售电合同进行交易的架构，中国绿电交易的重要特征之一是依托各地电力交易中心在场内组织订立购售电合同并进行交易（下称“场内交易”），且通过电网公司进行结算。

在当前的场内交易中，主要以一年期及月度为执行周期。如果电力用户和发电企业希望一次性建立更长期稳定的购售电合作关系，需要在场外另行单独订立购电框架协议（下称“场外购电协议”），明确双方的合作期限、交易价格、交易电量等商业安排。场外购电协议需要与场内交易达成的绿电交易合同、与售电公司订立的购售电合同（如有）等相衔接。

因此，我国绿电交易呈现“多参与方”及“多合同”的特点。针对售电公司是否参与，绿电交易两种交易架构的示意图如下：

2. 电力用户是否需要售电公司代理绿电交易

电力用户可以选择自行参与或由售电公司代理两种模式参与绿电交易。受制于交易所在地的绿电交易规则，电力用户通常在年度内只能选择一种参与方式。若选择由售电公司代理交易，在同一时期通常只能选择一家售电公司。

根据我们对实践的观察和项目经验，电力用户目前主要选择通过售电公司采购绿电，包括2021年广东省开展的首笔绿电交易亦是电力用户巴斯夫（中国）通过售电公司完成。^[2]

电力用户选择售电公司代理购电主要有以下有利因素：

3. 偏差考核机制

部分省份对场内交易设置电量偏差考核机制（即交易双方需向电网就电量偏差部分结算费用），因此交易双方在场内履约需注意避免产生电量偏差，并可在场外进行风险和责任再分配。

首先，在场内交易的双方未完成合同部分的偏差电量需要根据绿电交易规则（如涉及）接受电网公司偏差考核结算，交易双方需要精准预测供需，避免履约风险。

其次，受制于绿电交易的安全校核、调度等客观因素，以及场内交易实际结算电量按照用电量、上网电量和合同电量三者取小确定，电力用户在特定周期内能否取得场外购电协议约定数量的绿证（从发电企业角度，则为相关环境溢价）存在不确定性，电力用户和发电企业之间需要考虑是否在场外购电协议约定相关合同调整及偏差电量处理机制。

最后，在目前的绿电交易监管环境下，在场外购电协议中进行该类约定具有政策依据，不存在相应合规障碍。

绿电交易市场尚处初级阶段，

诸多挑战需要在发展中解决

1. 各省组织开展绿电交易的模式和规则尚未统一，参与交易企业需了解当地规则

2. 纳入绿电交易的电源种类有限，更多电源种类纳入绿电交易仍需时间

2021年的《绿色电力交易试点工作方案》确立了绿电交易与绿证“证电合一”的原则，由于1044号文出台之前绿证核发的范围仅覆盖陆上风电和集中式光伏发电项目，因此目前仅有风电和光伏发电项目能够参与绿电交易（国网区域的分布式光伏可以通过聚合方式参与绿电交易，但电力用户无法取得国家核发的绿证，仅能取得北京电力交易中心核发的绿色电力消费凭证），而水电、生物质发电、海上风电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源尚未被纳入绿电交易市场。

我们期待在1044号文实施后国家有关部门尽快出台配套制度，电网企业逐步做好扩大市场交易的准备，帮助更多种类电源纳入绿电交易市场。

除了可参与交易的可再生能源发电项目种类受限外，风电、光伏项目是否享受国家政策补贴在部分省份也构成其能否参与绿电交易的限制。比如，安徽省2023年绿色电力交易实施方案明确仅有集中式平价上网的风电和光伏发电企业才可参与绿电交易；但是其他省份，如云南、广西则允许享受补贴的风电、光伏项目参与绿电交易。

针对国家可再生能源补贴和绿电收益的关系，国网区域则进一步明确，参与绿色电力交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益，在国家可再生能源补贴发放时等额扣减。发电企业放弃补贴的电量，参与绿色电力交易的全部收益归发电企业所有。

3. 场内一年期以上绿电交易鲜有开展

虽然绝大多数省份的绿电交易实施方案均允许开展多年度绿电交易，但是实践中由于每年的电力交易实施方案及政策规则变化较大，目前绝大多数省份（如广西、浙江）的电力交易中心仅开放合约周期最长一年的绿电交易，并未开展以多年为单位的绿电交易。部分省份（如安徽）目前仅在场内交易中开展多月或月内绿电交易，尚未开展年度交易。我们期待随着市场逐步发展，越来越多省份可在时机成熟时在场内交易中试点实施多年度绿电交易。

4. 省间绿电交易开展规模较小且促成交易具有不确定性

相比于省内绿电交易，全国的省间绿电交易的频次和规模都相对较小，根据负责执行国网区域省间交易的北京电力交易中心的数据，国网区域截至目前的累计省间绿电交易仅占同期绿电交易总量的19%左右，例如重庆、陕西等省市多于近期才达成首笔省间交易。目前南网区域各省份均未开展省间绿电交易。省间绿电交易仍处于起步初期。

对于省间交易开展规模较小的原因，我们认为有限的省间电力输送通道，以及电源地为优先完成消纳责任权重存在惜售情绪，构成了省间交易规模有限甚至受控的深层原因。

从实施省间交易的执行模式来看，为了达成省间绿电交易，发电企业和电力用户（或售电公司）首先需就电量和电价达成双边意向，再由双方向各自区域内的电力交易中心及负责省间交易的交易中心就交易执行进行沟通，确保在约定时间内输电通道具备可用性。在前述主体就交易具体执行方案达成一致后，双方才能在交易平台签约。但是，即便能够签约，交易电量能否通过安全校核仍具有不确定性。综上，开展省间绿电交易需要协调的主体更多，交易最终能否成功执行的不确定性也更高。

致谢：本文在撰写过程中得到了业界的分享与协助，其中特别感谢法电优能（EDF Renewables）的法律及合规部主管王芳女士的宝贵意见和建议。

1. 参见《我国绿证绿电交易概况》，作者：潘秋杏、刘斌，公众号：南方能源观察，

https://mp.weixin.qq.com/s/2jsQp8EgLFYdzCH9os7sLQ。

2. 参见《华润电力与巴斯夫完成广东首笔“绿电”交易》，发布日期2021年7月9日，

https://www.cspplaza.com/article-20302-1.html。