今年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，提出加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。
近期出版的《新型电力系统与新型能源体系》一书阐述了新型电力系统的五大特征，强调电源构成要由化石能源发电为主导向大规模可再生能源发电为主转变。多措并举推动绿电环境价值彰显，促进新能源健康有序发展，是新型电力系统建设的应有之义。
绿电环境价值具有三种价格形态
绿电环境价值反映绿电消费的零碳排放特性，主要通过参与绿电、绿证交易或在碳市场抵扣碳排放来实现。绿电环境价值在绿电、绿证、碳交易三个市场中呈现出不同的价格形态。
一是绿电市场的环境溢价形态。《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》指出，绿电价格由电能量价格和环境溢价组成。2021年9月，绿电交易试点正式启动，全国绿电环境溢价约3～5分/千瓦时。2022年以来，受煤电价格上浮带动，绿电环境溢价有所提高。
二是绿证市场的绿证价格形态。我国自2017年开始自愿绿证交易，以替代财政补贴为主要目的，绿证约120～800元/个。随着绿证交易目的逐步从单纯替代财政补贴转为促进新能源电量消纳和缓解财政补贴压力，交易类型也从最初的补贴绿证转为无补贴绿证，当前无补贴绿证成交价约30～50元/个，折合约3～5分/千瓦时。
三是碳市场的碳价形态。绿电的零碳排放特性决定其可用于抵扣企业碳排放，成为碳排放配额履约手段之一。按当前碳价水平和电网碳排放因子换算，绿电在碳市场的价值约3分/千瓦时。
国内绿电环境价值相对偏低
国内绿电环境价值通过绿电、绿证或碳交易三个互斥市场实现，对应价值在3～5分/千瓦时之间，与欧美国家相比总体偏低。主要原因在于，绿电市场活力不足、市场需求尚未激活。
从绿电交易市场看，当前可再生能源消纳责任权重尚未分解落实到终端用户，大部分用户购买绿电的意愿不强，仅部分出口型企业有绿电交易需求。从绿证交易市场看，当前国内绿证与国际绿证互认尚未打通，国内绿证暂未被国际市场认可，出口、外资等企业购买国内绿证的意愿不强。从碳交易市场看，当前我国仅发电行业纳入碳市场，碳市场配额分配总体宽松，2022年全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗已远低于碳排放考核标准。
综上所述，建议多措并举提升绿电环境价值，加快新型电力系统建设。
多措并举推动绿电环境价值彰显
近年来，国家出台多项政策，建立绿电与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，进一步扩大绿电、绿证交易覆盖范围。比如今年2月，国家发展改革委等部门联合印发《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》，鼓励带补贴绿电项目参与绿电交易；7月发布的《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》明确，对分布式新能源、常规水电等可再生能源发电量均可核发绿证，实现绿证核发全覆盖。
要推动国内绿证与国际绿证接轨。绿证作为绿电环境价值的重要载体，在完成可再生能源消纳责任、碳配额履约、出口贸易等领域应用前景广阔，要进一步加强与国际相关机制接轨，提升国内绿证环境价值的唯一性和权威性。
要加强电碳市场协同。加快构建适应电碳市场协同的制度框架体系，明确规则标准、协调机制；推动八大非发电行业有序纳入碳市场，科学确定各行业配额考核总量目标、配额分配标准和方式；构建适应电碳市场协同的数据体系，加强电碳市场数据互通互认，促进绿电对应碳减排量纳入碳市场配额核减。
要充分发挥绿电环境价值作用。绿电的零碳排特性决定着其具有“正”外部性，发展绿电有助于经济社会全面绿色转型。但新能源发电出力的不稳定特性决定其也具有“负”外部性，绿电利用除自身发电成本外，还需要煤电、抽水蓄能、新型储能等调节资源，从而产生电力系统调节成本。随着绿电环境价值的提高，通过将部分绿电环境价值收益用于疏导系统调节成本，推动市场主体各方共同承担系统调节责任，将有助于进一步推动新型电力系统建设。
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