深入|绿色电力交易多重期待今年以来，虽然促进绿色消费、允许电价上涨等利好政策频出，但绿色电力始终感觉距离最后一公里还差得很远。的增益。
当前，电价不确定性和补贴拖欠分别是困扰新老项目发展的两大障碍。悄然展开的绿色电力交易或将成为解决上述问题的重要途径之一。
（来源：微信公众号“风电顺风二”作者：宋艳华）
“说不清”的交易
法律法规强调优先性、开放性和确定性，产业政策也应如此。然而，长期以来，电力行业却出现了一个非常奇怪的现象。除广东和云南（山东近期有所改善）外，其他省份的电力交易中心对交易政策和平均数据一直守口如瓶。只有发电用电公司和售电公司等主体才能获得，而银行、金融投资者、公众等利益相关者缺乏开放的信息渠道。
绿色电力交易也是这样一种“不看政策，只看执行”的交易。
公众了解绿色电力交易是通过国家发展改革委官网2021年9月7日发布的消息，回应国家电网、南方电网关于《绿色电力交易试点工作方案》的函”并宣布正式启动绿色电力交易试点工作。当日，来自17个省份的259家市场主体成交电量约79亿千瓦时。
该试点项目的启动有些仓促。交易当日，发布报告的主要主体为两家电网、购电方和国家发改委。一些省份和发电公司意识到这一点有些晚。例如，交易完成2天后，辽宁电力交易中心发布信息称，该省市场主体以27.83亿千瓦时的交易量位居全国第一。上市公司中民能源股价9月7日涨停，但公司事后公告称，未参与绿电交易，且由于相关扶持政策尚未出台，对行业和公司的影响仍不确定。
此后，国家发改委、能源局、两网、跨区域交易中心均未见《绿色电力交易试点工作方案》文件发布，但绿色电力交易仍在继续。例如，据陕西日报今年4月14日报道，国网陕西电力2022年绿色电力交易工作已完成，已成功代理183家充电设施运营商，累计交易量8.8亿千瓦时。
2022年2月25日，广州电力交易中心发布了迄今为止与绿色电力交易相关性最强的公开文件《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，揭开了绿色电力交易的神秘面纱。不是面纱。
一个负担得起的项目的意外惊喜
根据公开的绿电交易相关文件，绿电交易的实施范围相对较窄，主要指无补贴的风电和光伏项目。在此基础上，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》进一步排除了分布式电源、储能等市场主体，并表示未来将适时推出。因此，无补贴的集中式风电和太阳能项目成为近期绿色电力交易的最大受益者。
好处之一是更容易获得绿色证书福利。
绿色电力必须具有绿色属性，但过去，在计算无补贴风电和太阳能项目的收入时，投资者普遍不考虑绿色证书的价格。因为一方面，绿证交易以自愿形式存在，交易总量并不活跃。如果继续自愿，可以出售吗？如果成为强制性的，但未来大量无补贴项目涌入，4-5美分/千瓦时的可负担绿证价格从长远来看是否具有代表性？这些问题都存在疑问。另一方面，绿证和CCER属性有重叠，但未来会合并取消吗？趋势一直不明朗。
与传统电力交易相比，绿色电力交易的最大特点是电力价值和绿色价值，即电能价格和绿色证书价格的一键清算，使整合电力证书的交易常态化，大大提高了绿色电力交易的效率。降低电力消耗成本。双方的运营成本。此举不仅让实际参与交易的无补贴项目获得绿证福利，也为后续项目带来长期稳定的预期。目前市场上缺乏官方披露的绿电交易价格数据。从浙江和南方电网公布的信息测算，去年绿电交易试点期间绿证转换价格约为1-3分钱/千瓦时。在不同发电小时数和成本下，绿证电价1分钱/千瓦时的项目IRR可提高0.3-0.5%。如果绿证价格为3分钱/千瓦时，项目内部收益率可提高0.8%-1.2%，改善效果显着。
第二个好处是锁定长期电价。
历史上，我国电力项目购售电合同（PPA）一般每年签订一次。与20-25年的寿命相比，存在术语错配。电改背景下，售电电价面临不确定性，成为新能源项目投融资难题。最大的问题。事实上，所有能源类型都可以签署长期购电和销售合同（PPA）。风电、光伏项目运营维护成本低，EBITDA利润率高。 90%以上的LCOE是在建设期确定的，特别适合此类合同。方式。
根据规则，绿色电力交易按照“年度（含多月）交易为主、月度交易为辅”的原则开展，鼓励年率以上的多年期交易。 2021年9月第一批试点中，上海巴斯夫、科思创等企业2022年至2026年连续五年在宁夏累计采购光伏发电15.3亿千瓦时；今年3月，巴斯夫湛江一体化基地与国家电投广东公司签署了为期25年的可再生能源合作框架协议，标志着长期购电协议的开始。绿色电力交易具有长期、电价确定的特点，可以解决行业面临电价不确定时现金流预测的痛点。
对含补贴项目规则的重新认识
含补贴项目本身对绿电交易缺乏兴趣，并不是绿电交易政策的主要鼓励方向。主要是受无补贴项目带动，无差别绿色属性，绿证价格预计将维持在0.01-0.03元/千瓦时的水平，远低于0.1-0.2元/千瓦时的补贴价格。对于包含补贴的项目，参与绿色电力交易相当于放弃或冲销补贴收入，得不偿失。
但这里有一个隐含的前提：含补贴项目的同等度电只能通过补贴或绿证获得。但结合合理利用小时数的政策变化，实际上并非每度电都给予补贴。特别是风资源较好、发电量远超地区平均水平的项目，超出合理利用小时的电量可享受绿色证书优惠。参与绿色电力交易。
并且“外面”并不一定意味着“之后”，它可以是提前获得的。根据《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，风电、光伏等享受国家政策补贴且在整个生命周期内超过合理使用小时数的电力可以成为绿色电力交易的标的。风电、光伏等在达到全生命周期合理利用小时数之前进行交易的电力，不计入项目合理利用小时数，暂不享受补贴。
所以对于包含补贴的项目，绿电交易常态化后，在这个时点来看未来，保守的预测方法是合理利用小时数之前的电量获得补贴收入，进而获得绿证通过绿色电力交易等形式获得收入。而且，在绿色电力供大于求的年份和省份，含补贴项目可以定期暂停合理利用小时的累计，将部分电量参与绿色电力交易，满足市场需求，同时加快自身现金流回收。
绿色电力交易虽然增强了新能源项目的获得感，但总体以用户需求为导向，而非解决限电问题。旨在解决部分RE100或出口型企业长期但对绿色电力使用不满意的问题。需要。由于绿电交易包含绿证价格，且绿证价格高于一般交易价格，因此对购买者的承受能力也提出了要求。为此，绿电交易的主要买家和常态化交易预计将集中在东部沿海省份。
因此，主要受益者首先是省内新能源项目，其次是具有跨区域渠道的外省新能源项目。由于上述地区风能、太阳能资源条件一般，近期开发的县域光伏项目和平价海上风电项目在交易规模和便利性上有望成为重要受益者。
自3060目标公布以来，企业绿色环保意识逐渐强化。然而，碳减排目标是被动评估，绿色电力的使用仍然具有主观性。购买绿色电力并不能减少国内碳减排评估义务。从长远来看，绿色电力交易的常态化和规模化发展还需要跨越绿色碳整合的门槛。
从企业负担来看，目前工商业用户电价结构中包含0.019元/千瓦时的可再生能源电价附加。可以理解为电网为用户分配绿色电力组件。但是，如果企业本身通过交易实现了100%绿色电力，如果我购买了绿色电力证书，是否还需要继续承担可再生能源电价附加费？是否存在双重征税问题？这也值得监管者思考。