新能源市场系列述评⑤ ｜ “最后一公里”：新能源普及的瓶颈
绿色电力的消费占比，是全球各国新能源普及应用水平的最新标尺。
所谓“绿色电力”，即太阳能、风能、水能、生物质能、地热能等可再生能源以及核能所转换的电力。新能源应用的多种路径之中，发电的应用面最广、综合效益最突出，能够在较短时间内形成大规模、标准化的市场。绿电的生产过程中，二氧化碳排放量为零或趋近于零。
据最新统计，去年全球绿电的发电量占电力总量的39%，创历史新高；全球绿电增量在电力消费增量中占比约52%。带来的变化是：去年全球电力碳排放量增速为1.3%，相比2021年的6%大幅放缓。由于长期以来煤电占据市场绝对主导地位，我国电力系统绿色转型的进度一度滞后于全球平均水平，至今仍不及欧洲发达国家。去年，我国清洁能源发电装机占总装机比重达49%，年发电量占总发电量的36%。我国可再生能源实际发电量占比明显不及发电装机量占比，进入市场化交易的比例更是极小。去年我国绿电市场交易量206亿千瓦时，占市场交易电量之比仅为0.18%，微乎其微。而且，绿电交易几乎集中于数量有限的大型能源和制造企业。换言之，当前我国电力市场的绿电消费实际比例仍极低。
在新能源装机量、发电量加速增长的背景下，从电力销售服务商到电力用户——或者说从电网到终端消费者的“最后一公里”，显然已成为我国绿电乃至新能源普及应用亟待突破的关键瓶颈。
绿电市场交易机制亟待完善
关于绿电消费，江苏的一组数字令人关注。
江苏是全国首批绿电交易试点省份，自2021年9月以来，已累计成交绿电56.26亿千瓦时，累计成交绿证87万张，成交量居国网经营区第一。去年江苏省内绿电交易累计成交电量24.24亿千瓦时，居华东第一。相比去年4210亿千瓦时的江苏省内市场化电力交易规模，比例仅为约0.58%。24.24亿千瓦时，0.58%，这两个数字已居全国前列。
据江苏电力交易中心披露，今年江苏绿电交易电量按照实际交易电价结算，不再受燃煤机组发电基准价上浮20%的限制。该中心去年已将绿电纳入年度、月度交易统一安排，实现“可交易、尽交易”“即投运、即交易”。江苏平价新能源项目已基本进入绿电市场，部分带补贴新能源发电项目已参与绿电交易。也就是说，即使是开发建设时曾享受国家补贴的风电、光伏发电、生物质发电等项目，现在也可以根据实际电价水平自行选择加入电力现货市场交易。
作为能源消费大省、碳排放大省，江苏已初步建立了绿电的市场交易长效机制，形成了基本的体系，然而，对比其他绿电大省，对比不少欧洲国家和地区，对比自身的绿色发展需求，江苏的现状仍然存在很大的差距。
江苏是全国的缩影。我国是全球最大电力消费国，去年用电量占全世界的31%。预计未来三年，我国用电增量将占全球一半以上。虽然近几年我国绿电的消费占比持续上升，市场化交易量也在攀升，但与电力市场的巨大规模、与日益迫切的清洁化需求相比，仍有不小差距。
据国家能源局统计,去年我国核发绿证2060万个,实际绿证交易量969万个,对应绿电交易量96.9亿千瓦时。北京电力交易中心预计，今年我国将完成绿电交易逾500亿千瓦时。但是，按此预期，即使今年我国用电总量与去年持平，绿电交易量占比也不及0.4%。
绿电的市场交易比重，欧洲国家居全球最前列。去年德国绿电消费占比为47%，创历史新高。根据德国最新版《可再生能源法》，到2030年，德国至少将有80%的电力来自可再生能源。
我国的绿电市场交易机制推行时间不长，政策设计的引导与激励不足，普及面有限，绿证购买者多数是传统能源生产、消费量巨大的大型央企、民企。
全国各省份“可再生能源电力消纳责任权重机制”的实施，是加速我国绿电市场消费的最强有力催化剂。自2020年1月1日起，国家发展改革委、国家能源局已开始监测评价和正式考核各地区可再生能源电力消纳责任权重指标。无法实现目标的消纳责任主体有两种履约渠道：自愿认购绿证，或向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额消纳量。新能源发电企业发电取得绿证，通过交易形成收入，以替代国家补贴。这一机制实施两年来，对于我省等多个用电大省绿电消费的激励作用日益显著。
据悉，国家能源局今年将进一步推动完善绿电市场交易机制，重点是绿证制度。一是明确绿证的权威性、通用性，扩大绿证核发和交易范围，做好与碳市场的衔接。二是制订交易规则。三是完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制。
目前，我国电力市场改革已进入深水区，全国统一电力市场建设提速，客观上正在推动完善绿电市场化交易机制。去年初，国家发改委、工信部、住建部、商务部等部门制定的《促进绿色消费实施方案》提出，鼓励行业龙头企业、大型国企、跨国公司等消费绿电，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电消费比例。随后，国家电网、南方电网发布绿电交易细则。去年6月，工信部等联合印发《工业能效提升行动计划》，鼓励通过电力市场购买绿色电力，就近大规模高比例利用可再生能源。去年6月江苏省公布的《促进绿色消费实施方案》明确，到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。为此，将对消费绿电比例较高用户在实施需求侧管理时优先保障。
此外，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等行业将有序纳入碳市场。除碳配额外，自愿减排、碳汇等产品也将纳入碳市场，碳交易前景看好。
绿电价格必须反映真实供求
我国当前的绿电交易价格，实际上并未体现出市场的真实供求关系。一旦进入电力交易市场，其价格必然需要调整，以反映真实的市场供求关系，充分体现绿电包含的环境价值。
目前我国用户电价分为目录电价和非目录电价。目录电价是由政府核准的电价，主要保障居民生活用电和农业生产用电；工商业用户执行非目录电价，直接由市场决定。电价由三部分构成：发电侧的上网电价、输配电成本、政府性基金及附加。国内发电侧主要包括煤电、水电、核电、风电、光伏发电、天然气电等。当前我国确保清洁能源优先发电，即确保对绿电保障性收购。优先发电的剩余电量可暂作为电网企业为工商业用户代购电的来源，这也是国内不少电网公司代购电价格比售电公司更低的原因。现有电力体制下形成的绿电低价只是暂时的，以市场供求关系确定电价，建设公平、公正、公开的绿电市场才是根本之策。
绿电市场交易机制的完善与推广，对于深化电力体制改革也是一种新的推动力，反过来将促使更加合理绿电价格的形成。由于大量市场化售电企业积极加入绿电销售，一度难以实施的“隔墙售电”改革有了新的突破口。譬如，位于江阴的海澜电力，迄今已累计代购绿电逾14亿千瓦时，60余家用户覆盖电子、汽车、化工、纺织等众多行业。电网的输配电费用是绿电价格的重要部分。根据2019年12月发布的《江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）》，江苏“隔墙售电”试点的“过网费”优惠幅度较大，“隔墙售电”每千瓦时电成交价因此高于绿电市场，每千瓦时在0.49元至0.58元之间。
国家电网去年总负债已突破3万亿元，原因之一是特高压等新型输配电基础设施的建设成本高昂，其次是保障偏远地区居民用电带来的巨额交叉补贴成本。所谓“新能源发电不稳定”导致的新增调控成本，与之相比极其有限，绝非电网企业亏损的主要缘由。
低效率的电力消费，占用了大量设施资源和补贴成本，是我国终端电力成本居高不下的重要因素。为降低成本，国家电网多年前即已实行了居民阶梯电价制度，以期反映真实电力需求。这一改革引导了居民用电的节约，降低了电网运营成本。此外，我国已对高耗能行业、产能严重过剩行业实施差别电价、惩罚性电价和阶梯电价政策。国家发改委去年出台新政，明确要求建立统一的高耗能行业阶梯电价制度，对未达到基准水平的企业，根据能效水平差距实行阶梯电价。
江苏经济报记者王峻峰