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一、綠電交易背景：促進新型電力體系建設，也是實現碳中和的必選項

綠色電力是指利用風電、太陽能發電和生物質發電等可再生能源生產的電力，它具有良好的環境效益，有助于構建綠色低碳、清潔高效的能源體系。綠電交易指以綠色電力產品為標的物的電力中長期交易，用以滿足電力用戶購買、消費綠色電力需求，并提供相應的綠色電力消費認證。在當前我國交易規則中，綠色電力的主要組成是光伏和風電。電力碳中和是實現“雙碳”目標的重要路徑。隨著新能源大規模接入，電力系統將加快清潔化、低碳化發展，綠色能源將作為滿足能源需求增量的主體，逐步成為電力供應和市場交易的主要成分。來自國家能源局的數據顯示，2021年我國能源累計裝機容量為2417GW，其中光伏和風電合計635GW，占26.3%。到2030年中國新能源累計裝機量將占整個電力系統裝機量的50%；而預計到2060年碳中和階段，新能源發電將成為我國電力系統的主要支撐，占比接近80%。但風、光作為清潔能源也存在一定的問題，因風能和光伏發電是間歇的、波動的，對電力調節系統調節帶來了一定的挑戰，因此，能源結構的穩定在很大程度上影響著可再生能源系統消納。綠電交易是實現市場化手段促進新能源消納。首先，促進綠色能源生產消費的市場體系和長效機制的形成；其次，推動構建以新能源為主體的新型電力系統，保障可再生能源消納規模。

此外，保障綠電交易環境溢價，沖抵新能源補貼和新型電力系統基礎設施建設資金。電網企業購買的綠電也可進入綠電交易市場，產生的附加收益用于對沖政府補貼或專款用于新型電力系統建設。同時，鼓勵發電企業自愿退出補貼，通過綠電市場的附加收益替代國家可再生能源補貼或者銷路不暢的“證電分離”綠證；促進“碳-電”市場聯動，提升綠電消納規模和價格水平。對控排企業而言，綠電交易降低了碳市場履約成本，也為外向型企業降低了被征收碳稅的風險；而對于發電企業而言，在綠電市場產生溢價效益，促進新能源電力消納規模和投資意愿。最后，綠色電力交易的開展，有助于促進綠色能源的可持續發展，引導全社會形成主動消費綠色電力的共識，推動產業結構調整，服務構建新發展格局。綠電交易有助于促進供需精準對接、滿足市場主體多樣化需求、挖掘潛在價值。電網作為連接能源生產和消費的資源配置平臺，通過提升電網數字化、透明化、智能化水平和電網靈活控制能力，推動構建綠色電力“生態圈”，加快電網向能源互聯網升級，以高質量的電力供給為美好生活充電、為美麗中國賦能。

二、綠電政策梳理：鼓勵政策頻出，南網和國網及省級綠電交易規則陸續出臺

2022年1月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，要求加快形成統一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的電力市場體系。并明確到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成。到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統要求，國家市場與省(區、市)/區域市場聯合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置。創新體制機制，開展綠色電力交易試點，以市場化方式發現綠色電力的環境價值，體現綠色電力在交易組織、電網調度等方面的優先地位。引導有需求的用戶直接購買綠色電力，推動電網企業優先執行綠色電力的直接交易結果。做好綠色電力交易與綠證交易、碳排放權交易的有效銜接。同期，國家發展改革委會同有關部門研究制定了《促進綠色消費實施方案》（以下簡稱《方案》）。《方案》提出，促進消費綠色轉型，進一步激發社會綠色電力發展潛力，推動綠色電力交易及綠證交易。《方案》強調，促進重點領域消費綠色轉型，進一步激發全社會綠色電力消費潛力是其中重要的組成部分。要統籌推動綠電交易、綠證交易，引導用戶簽訂綠電交易合同，并在中長期交易合同中單列；鼓勵行業龍頭企業、大型國有企業、跨國公司等消費綠色電力，推動外向型企業較多、經濟承受能力較強的地區逐步提升綠色電力消費比例；加強高耗能企業使用綠色電力的剛性約束，組織電網企業定期梳理、公布本地綠色電力時段分布；建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權重掛鉤機制；加強與碳排放權交易的銜接，研究在碳核算中將綠電相關碳排放量予以扣減的可行性。2022年2月25日，南方區域綠色電力交易實施細則公布；5月25日，《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則》正式下發。南網及國網的綠色電力交易實施細則相繼公布，交易流程相同，同時強調無補貼項目優先參與綠電交易，交易電量不享受補貼。從交易范圍上看，綠色電力交易優先組織未納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內的風電和光伏電量參與交易；已納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內的風電和光伏電量可自愿參與綠色電力交易，其綠色電力交易電量不計入合理利用小時數，不領取補貼；分布式新能源可通過聚合的方式參與綠色電力交易。用戶購電價格=綠色電力交易價格+輸配電價+輔助服務費用+政府性基金及附加。交易市場成員按照市場角色分為售電主體、購電主體、輸電主體和市場運營機構。

（1）售電主體：主要是符合綠證發放條件的風電、光伏等可再生能源發電企業，現階段主要是集中式陸上風電、光伏。根據市場建設發展需要，售電主體可逐步擴大至符合條件的水電企業及其他可再生能源發電企業。

（2）購電主體：即電力用戶或售電公司，其中售電公司參與綠色電力交易，應與有綠色電力需求的零售用戶建立明確的代理關系。電網企業落實國家保障性收購或代理購電政策的，可以作為購售電主體參與綠色電力交易。適時引入分布式電源、電動汽車、儲能等市場主體參與綠色電力交易。

（3）輸電主體：為各省區省級電網企業，跨區跨省開展綠色電力交易的輸電主體還包括南方電網超高壓輸電公司。電網企業應為綠色電力交易提供公平的報裝、計量、抄表、結算和收費等服務。

（4）市場運營機構主要包括電力交易機構、電力調度機構和國家可再生能源信息管理中心。電力交易機構：廣州電力交易中心負責南方區域綠色電力交易組織和管理，負責南方區域綠證的劃轉、注銷和交易等工作，負責組織為南方區域市場主體提供綠色電力查證服務。南方區域各電力交易機構依據規則開展綠色電力交易。電力調度機構：在確保電網安全的前提下，提供安全約束條件，開展安全校核，合理安排運行方式，優先執行綠色電力交易合同。國家可再生能源信息管理中心：根據南方區域綠色電力交易需要，會同廣州電力交易中心向發電企業核發綠證。

三、綠電市場狀況：剛剛起步，但發展態勢強勁

2021年9月7日，國家發展改革委、國家能源局正式批復了《綠色電力交易試點工作方案》，我國綠色電力交易試點啟動。截至2022年9月底，我國綠電交易成交電量已超200億千瓦時，核發綠證超5000萬張，折合電量超500億千瓦時。綠色電力交易市場取得了長足的發展。而2022年1—9月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量38889.3億千瓦時。可見，綠電交易量占比較小、總量相對有限，尚處于發展初期。隨著我國可再生能源裝機規模持續增長，經濟性持續提升，消納能力穩定提升，以及一系列重大事件推動，我國企業用戶使用綠電的客觀條件越來越成熟。2021年，在能源系統發生的多起重大事件不僅成為全社會關注的焦點，而且對企業綠電采購策略產生了深遠影響。2021年下半年開始，受煤電短缺的影響及雙控政策的刺激，多地出臺力度不等的停限電措施。此番“拉閘限電”對社會經濟發展及居民生活保障造成了直接影響，激發了全社會對于加速發展綠色能源的思考。2021年7月16日，全國碳市場正式啟動交易，這一事件標志著我國碳市場的建設取得新突破。未來，越來越多的被考察主體將考慮通過使用綠電進行碳成本傳導，碳市場與綠電市場的加速對接迫在眉睫。未來企業采購綠電除了為了配合雙碳目標實現，也是提升自身競爭力的有效途徑。

四、化工企業使用綠電的案例及建議

在中國，德國化工巨頭巴斯夫推動實現用電企業直接參與可再生能源交易，在率先實現巴斯夫綠色電力的同時，交易范圍也已推廣至多家企業。早在2019年底，巴斯夫便提出直接交易可再生能源的理念，并與華潤電力攜手，積極推動廣東省制訂可再生能源電力市場化交易政策。2020年3月，巴斯夫與華潤電力聯合提交可再生能源直購電試點方案，供相關政府部門參考，也在國家有關主管部門前來調研時反饋購買綠電的意愿。2021年4月，廣東省電力交易中心發布《廣東省可再生能源交易規則（實行）》。其中規定交易品種包括年度和月度雙邊協商交易，參與的發電企業包括風電、光伏和生物質發電機組，交易價格由市場主體通過市場化交易形成，第三方不得干預。中國啟動綠電交易之后，巴斯夫不但參與了兩筆綠電試點交易，也積極尋求通過PPA獲得長期穩定的綠電供給。揚子石化-巴斯夫在此次交易中認購電量10.7萬兆瓦時。巴斯夫上海的三個生產基地所需電力的30%采用寧夏回族自治區的太陽能，完成了中國首次跨省份的綠色電力交易。2022 年上半年，巴斯夫中國分別與國家電投（廣東）、博楓簽署了兩筆為期 25 年的可再生能源合作框架協議、可再生能源電力采購協議。從巴斯夫全球可再生能源采購的實例中可以發現，巴斯夫會優先在負荷側新建可再生能源電站，其次是參與“證電合一”的綠色電力交易，最后是采購綠證作為補充手段。為盡快適應國際市場的新要求及響應國家低碳轉型的號召，許多工業部門央國企開始分步驟地進行規模使用綠電的嘗試。首先是逐步提升電氣化率，在此基礎上，化工行業央國企也作出了綠電應用的引領性的嘗試，以實現進一步的減排。例如，中海油及中石化石油均用多種方式率先嘗試提升電氣化水平。

2021年，中石化投資近30億元在新疆庫車打造全球最大光伏綠氫生產項目，包括300兆瓦、年均發電量6.18億千瓦時的光伏電站。2021年9月7日，燕山石化作為北京市首批綠色電力交易試點企業之一，通過跨省交易的方式，與山西新能源企業簽署綠色電力交易合同，認購2021年9~12月綠色電力4000萬千瓦時，占北京市場總交易量42%，成為北京市最大綠色電力交易購買方。2022年4月20日，江漢油田向湖北電力交易中心線上提報2022年綠色電力交易雙邊協議，經過平臺審核，核準成交電量近6000萬千瓦時，完成首次綠電市場化交易。2022年4月26日，荊門石化與國電長源電力公司蘄春赤東光伏電站完成1000萬千瓦時綠電交易，并獲得湖北省綠電消費認證。

2021年12月，中海殼牌石油化工有限公司（合資）與中國海油電力投資有限公司簽署100萬千瓦時綠電交易合同，成為惠州首筆綠電交易，約占2021年12月當月廣東綠電市場交易量17%。2022年，中海油惠州石化有限公司與中海油電力投資有限公司達成2022年度1億千瓦時綠電交易，包括年度長協3800萬千瓦時（占廣東2022全年長協綠電交易量14.7%）、月度競價合同6200萬千瓦時。2022年1月，海油發展珠海冷能利用分公司下屬中海油工業氣體（寧波）有限公司與華能（浙江）能源開發有限公司達成1500萬度綠電采購交易。2022年2月，中海石油舟山石化有限公司與國能浙江能源銷售有限公司簽署2700萬千瓦時綠色電力交易合同，這是中海石油舟山石化完成的首單綠色電力交易。截至2022年第一季度末，渤海油田秦皇島32-6油田和曹妃甸11-1油田群的29個海上生產平臺全部接通綠色電力供應，使用綠電量近2000萬度。這是中海油天津分公司首次完成綠電市場化交易，也是中國海油目前完成的單次最大綠電交易量，交易總額達1.86億度，可減排二氧化碳16.4萬噸。

化工企業采購綠電過程中，仍面臨成本過高，如何體現減碳價值，以及供應穩定性不足的風險。首先是經濟性挑戰，為了補償可再生能源開發企業、體現環境價值，在當前的綠電交易機制下，通常伴隨著“綠色環境溢價”，價格普遍比火電更高。大規模使用綠電將會抬高企業的生產成本，因為很多企業選擇繼續依賴火電進行生產。目前綠電交易溢價（相較燃煤基準電價）持續擴大，已由2021 年9月綠色電力試點交易的0.03~0.05元 /kWh上漲至 2022 年度長協中的0.061~0.072 元/ kWh（浙江、江蘇）。

其次，綠電采購來源的穩定性和可持續性不足，綠電與工業產能的空間錯配又進一步增加了難度。當前綠電資源集中在西北地區，而工業產能主要集中在東部沿海地區，由于空間的不匹配，跨省跨區的綠電交易十分困難，使得企業的綠電需求難以得到滿足，或需付出高昂的成本。大型新能源發電企業主動參與中長期交易的意愿較低，用戶簽訂長周期合同的難度大。

再次，綠電消費所產生的減碳價值未能被充分體現，消費綠電難以成為企業優先考慮的減排方式。目前核算指南中并未對企業綠電的使用如何扣減碳排放進行明確的規定，所以企業通過消費綠電所產生的減排量目前還不能在溫室氣體排放的核算中得到體現。由于綠證與存量核證自愿減排量（CCER）的環境權益存在重復計算的問題，通過購買綠證所帶來的減排效益在國際上的認可度有限，進一步打擊了重工業企業消費綠電的積極性。

總體而言，化工企業使用可再生能源可以通過自建可再生能源項目和電力交易兩種方式實現，企業需要根據自身資源稟賦和用電現狀選擇合適的一種或多種方式使用綠電。現階段，直購電是我國化工企業使用可再生能源最經濟、最可行的方案。化工企業實現綠色能源化需要結合自身的實際情況進行，有意向進行布局的企業應盡早行動，以搶占有利資源。