今年2月2日，国家发展改革委、国家能源局批复同意《内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案》，内蒙古电网经营区域被正式纳入绿电交易试点，标志着我国绿电交易实现了省级电力交易机构全覆盖。
（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：李铎）
新能源规模增长凸显蒙西速度
内蒙古电网经营区覆盖内蒙古西部的8个盟市，最大供电负荷突破3600万千瓦，可再生能源发电装机规模超过5000万千瓦。作为国内电力市场起步较早和第一批现货市场试点地区，蒙西地区市场化电量占比超92%，区内集中式新能源发电项目几乎全部参与市场。因此，绿电交易在蒙西市场起步极快：自2月收到批复文件到3月组织首次绿电交易，内蒙古电力交易中心在一个月内就完成了实施细则编制、交易功能开发、市场主体培训多项工作任务，首月绿电交易成交量即超过87亿千瓦时。截至6月，蒙西地区累计结算绿电电量333亿千瓦时，平均环境价值0.03元/千瓦时。其中，仅是享有“世界绿色硅都”称号的包头市，绿电结算电量就已突破100亿千瓦时，占对应用户用网电量的57.4%。
发用双侧挖掘内生动力
促进新能源健康发展
内蒙古风能和太阳能可开发容量分别为14.6亿千瓦和94亿千瓦，居全国首位，自治区政府更是在“十四五”期间大力实施新能源倍增工程，预计2025年全区新能源发电装机将达1.5亿千瓦。而电力现货市场运行后，新能源的间歇性、波动性决定了其市场出清价格较低，随着补贴项目到期，我区包括存量和增量在内的大批新能源项目都亟需寻求将环境价值变现为实际收益的方法，以弥补其电能收益的不足。
《国家发展改革委 财政部 国家能源局关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号）明确平价或放弃补贴的可再生能源发电项目，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有；享受补贴的项目高于煤电基准电价的溢价收益等额冲抵补贴或归国家所有；且绿电交易结算电量超上网电量50%的补贴项目可优先兑付补贴。
因此，新能源项目无论是否享受国家补贴，都可以通过绿电交易将环境价值兑现为实际收益，补贴项目无需担心环境溢价收益不足而损失原有补贴费用，反而可以通过绿电交易结算更早获得收益。内蒙古可凭借新能源发电规模集中优势，促进新能源项目的绿电大批量成交，保障自治区新能源持续健康发展。
促进新增产能落地
内蒙古能源和原材料工业及高耗能高排放行业存量大、比重高，在不区分电力来源是化石能源还是可再生能源时，地区能耗总量控制指标限制了自治区总产能的扩大，不利于自治区经济快速转型发展。
《国家发展改革委 国家统计局 国家能源局关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（发改运行〔2022〕1258号）明确以各地区2020年可再生能源电力消费量为基数，以电力用户持有的当年度绿证作为基准，核算各省级行政区域和企业的可再生能源消费量，“十四五”期间每年较上一年新增的可再生能源电力消费量，在全国和地方能源消费总量考核时予以扣除。
《国家发展改革委 国家统计局 国家能源局关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号）进一步提出，在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标；还可通过绿证交易抵扣本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。
这样，原先受限于能耗总量控制而难以落地的新增产能，可通过在中长期签订长期绿电交易的方式，以确定的价格提前锁定大批量绿证；能耗总量水平超标的行政地区还可进一步鼓励用电企业外购绿证以满足节能目标要求。这给予了企业突破能耗总量限制的一条有效途径，为新增产能落地投产创造了宝贵空间。
促进产业结构转型
当前内蒙古自治区正在全力打造8大产业集群和16条重点产业链，特别是钢铝、晶硅等产业发展迅速，又有大量对外出口需求。随着我国绿电、绿证公信力和国际认可度的提升，各类企业对绿电的需求量也大大增加。
内蒙古可以凭借量大势足的“绿电”为各类企业打造低碳、零碳产品注入源源不断的“绿能”，以“绿电”为名片吸引更多高端型、外向型企业落户，扩大出口产业竞争力，推动全区产业结构快速转型升级。并且，绿色电力的可追溯性也为内蒙古从能耗双控向碳排放双控转变提供了值得研究借鉴的路径。
面临问题及挑战
绿电抵扣能耗实施细节尚未出台
发改环资〔2024〕113号文虽然提出可再生能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，并以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充，但仅停留在省级人民政府能耗强度降低指标的核算中，没有细化到用电企业。抵扣能耗总量是现阶段绿电交易及绿证在国内最为重要的应用场景，对企业决定是否参与绿电交易以及环境价值的形成至关重要，也是用电企业最为关心的问题。
国外可再生能源环境属性证书（绿证）的价格通常是在对应地区的可再生能源消费配额制等行政考核或税收机制下，通过市场交易形成的。所以，绿电交易或绿证交易的主体应是每个企业，对于用电企业未能完成相应可再生能源消费量的经济责任也应当明确。
跨省跨区绿电交易机制需健全完善
目前，蒙西地区跨省跨区新能源外送电量尚未签订绿电交易合同，环境价值没有得到体现。发改环资〔2024〕113号文将参与跨省可再生能源市场化交易对应的电量（并不是绿电交易）按物理电量计入受端省份可再生能源消费量，但对应绿证仍留在送端省份的发电项目账户中，这就造成部分环境价值与绿证分离，给统计溯源工作造成干扰。
环境价值体现仍不充分
由于蒙西今年绿电交易是在3月中旬组织，而中长期年度交易和1、2月份的月度交易已完成，考虑到市场价格的平稳衔接，通过补充合同的方式将已成交的新能源合同价格拆分为电能量和环境价值两部分。虽然最终用电企业的合同价格整体没有上涨，但新能源发电企业也暂未获得额外的环境价值收益，在初期给市场主体造成了“买新能源电能量免费送环境价值”的误解。
绿电交易签约和调整困难
现行绿电交易按照国内中长期交易带合同曲线签约的要求组织，新能源发电曲线与用户用电曲线匹配程度很低；分时价格比例和时段固定，与现货市场出清价格并不一致；再加上中长期交易高签约比率的要求，发用双方都难以签订周期较长、价格预期稳定的合同。同时，这些非标准化的合同曲线在后期的置换调整中也十分困难和复杂。
绿电机制完善建议
明确绿电抵扣能耗具体实施方案
建议由省级政府节能降碳主管部门牵头，针对绿证抵扣能耗总量工作出台具体实施方案，明确企业可通过持有绿证抵扣自身能源消费总量，以及未完成自身能耗控制指标的企业将面临的经济责任（限制产能、罚款等）。
健全网间绿电交易机制
针对跨省跨区新能源外送电量，建议北京电力交易中心能够根据国家电网和内蒙古电力集团的外送电实际情况，量身完善跨电网供电区域的省间绿电交易机制，确保外送新能源电量的环境价值得到合理体现，外送发电项目可获得相应收益，受端用电企业也可按照结算电量获取相应绿证。
优化绿电环境价值形成机制
建议在后续的绿电交易组织过程中，逐步引导市场主体放开因年初直接从电能量价格中拆分环境价值而降低的新能源中长期电能量价格，本着交易双方自主自愿的原则，双向形成合理的电能量价格和环境价值。
探索更加灵活的绿电交易形式
建议探索开展不带曲线的标准化差价合约绿电交易。发用双方基于分月绿电总电量，以约定的月度合约均价与结算参考点全月加权平均价进行差价结算，鼓励签订多年的长期绿电交易合同。由于不再受曲线形状约束，合同签订与调整更加容易，差价合约机制对结算价格波动风险的防范也大大增强。
本文刊载于《中国电力企业管理》2024年6期，作者单位：内蒙古电力交易中心有限公司
