截至2021年底，南方區域風電、光伏統調裝機容量為5580萬千瓦，占總裝機容量的14.1%，其中風電裝機3080萬千瓦，光伏裝機2500萬千瓦。風光發電總體利用率達到99.8%，基本實現全額消納。
從存量帶補貼項目來看，包括2020年底前核準并網或競爭配置的帶補貼風光項目，2021年參與市場化交易電量為196億千瓦時，市場化比例22%，其中云南195.8億千瓦時，廣東0.18億千瓦時。若維持放開比例不變，“十四五”期間每年市場規模為200億千瓦時。
從增量平價項目來看，“十四五”期間，南方五省區電源裝機總規模將達到6億千瓦，規劃新增風電、光伏裝機1億千瓦以上。平價項目將成為綠電交易的主力電源，2025年最大可交易電量1600億千瓦時。
南方區域綠色電力將迎來快速發展，呈現以下特點：
一是預計“十四五”期間南方五省區電力需求增速高于全國平均水平，煤炭、天然氣供應保障均存在不確定性。僅靠風電、光伏可開發容量難以保障電力需求，可能經常出現電力、電量雙缺局面。
二是大幅增加的綠色能源將產生巨大的調節能力需求，2025年廣東、廣西均存在調峰缺口，難以實現省內平衡。
三是綠色電力外部成本將導致電價水平上升。“十四五”期間配套建設抽水蓄能、電化學儲能等調節電源，加之海上風電、氣電等高價電源電量占比增加，2025年五省區電源平均上網電價較2020年平均上漲近0.03元/千瓦時。
四是各省區制定了較為穩健的綠色電力平價項目支持政策，均按照國家政策要求執行上網指導電價，有助于綠色電力健康可持續發展。
五是綠色電力具有較好的跨省區配置效益，考慮跨省輸電價格之后對各省區指導價比較，海南綠電送廣東可實現發電溢價0.32分/千瓦時、廣西送廣東可實現發電溢價0.93分/千瓦時，有利于提升綠色電力收益。
綠色電力交易面臨的關鍵問題
2021年，南方區域共有40家市場主體成交綠色電力10.48億千瓦時，包括風電3.16億千瓦時，光伏7.32億千瓦時，實現綠電交易的優先組織、優先執行、優先結算。從市場范圍看，本次綠電交易首次實現南方區域跨區跨省新能源“點對點”直接交易1.2億千瓦時；省內9.21億千瓦時，其中廣東9.075億千瓦時，廣西0.064億千瓦時，云南0.07億千瓦時。互聯網及大數據公司、外向型企業成為主要的綠電買家。
然而，綠電交易仍存在如下問題。
一是綠電交易的活躍度不高。主要原因在于，首先，存量項目因為核準早、價格高、補貼高，缺乏意愿放棄補貼入市。第二，邊際成本低，與其他電源難以同臺交易。第三，發電不可控，中長期出力預測困難，與用電曲線難以匹配，一旦入市則面臨偏差考核風險。第四，享受電網保障收購政策，享受財稅優待，相比入市交易具有非常明顯的優勢。上述原因導致發電企業主動入市意愿并不強烈。此外，在目前供需形勢緊張的環境下，綠電價格的電能量價格主要沿用指導價格政策，環境屬性的溢價也不高，也削弱了發電企業交易積極性。綠電平價項目目前投產規模較小，已投產綠電項目放開參與市場交易的比例不高，也是制約綠電交易規模的主要原因。
二是現有市場體系對綠電交易的支持力度不夠。綠電進入省區和跨區跨省市場的市場準入未充分放開，不同省區市場規則差異較大，短周期交易品種不足，尤其是偏差考核風險大，參加現貨方式尚未明確，以上因素也限制了綠電交易發展。
三是未來綠電波動性間歇性增大，各省區存在消納困難問題。各省區將難以應對大規模新能源并網導致的波動性和間歇性問題，西電東送潮流分布將發生方向性轉變，現有“網省兩級運作”市場模式需要改進。跨省區輸配電價核價方式以協議送電方向、固定規模為基礎制定，也不利于綠色電力多方向靈活消納。
四是綠電高比例入市將導致電價偏離電源綜合成本，現有定價機制存在不適應問題。市場中綠電比例提升后，邊際出清定價機制將頻繁產生地板價、尖峰價，會影響綠電項目投資決策，也難以實現高成本電源投資回收。
五是綠電外部成本對社會產生價格沖擊，需要穩妥制定疏導機制。系統調節成本、電網配套建設成本等外部成本疏導機制尚不完備，需要逐項明確外部成本的貢獻方和收益方，制定合理的分攤方式。
六是綠電消費尚未體現對碳排放“雙控”的貢獻。2021年12月召開的中央經濟工作會上提出，新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制，創造條件盡早實現能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變。目前，企業購買綠色電力暫無法抵扣能耗“雙控”，也無法獲得碳配額，通過建設綠電項目獲得減排量的CCER機制尚未重啟，消費綠電的節能減排效益沒有獲得認可。
七是我國存量項目綠證的國際認可度不高。存量項目在入市交易時并未取消電網保障收購政策，導致RE100（企業100%使用可再生能源電力）難以認定綠電環境屬性屬于消費者；“保障收購”等同于計劃電，未產生減碳增量效益。這說明我國可再生能源保障收購政策與國際綠證的認證標準存在一定的不對應，影響了存量綠證的國際認可度。目前僅增量平價綠證比較符合RE100標準。
完善綠色電力市場機制的思考
一是市場主體區分存量和增量，存量項目基數電量作為優先發電保障收購，增量項目有序放開進入市場。存量帶補貼項目的市場化電量按照現有各省區交易規則執行，通過市場化交易形成電能量價格，不影響補貼執行。現有存量項目基數電量約594億千瓦時繼續維持電網保障收購，作為優先電源供給居民、農業及電網代理的工商業用戶。增量平價項目執行《南方區域綠色電力交易規則》，并根據本方案提出的市場發展階段開展市場融合。存量帶補貼項目承諾放棄、延后補貼，或補貼執行完畢，可以按照增量平價項目的方式入市交易。
二是建立促進消納的更大范圍市場機制，在省區市場充分消納的基礎上，區域市場作為兜底措施開展統一平衡，按照“統一市場、統一規則、統一組織、統一認證”的方式開展頂層設計。
區域市場注重加大省間新能源調劑力度、拓寬臨時消納渠道。綠色電力首先是電能量商品，可以按照一般商品的規則在區域市場自由流動、自主交易、優化配置。其次，綠色電力也具有波動性和間歇性，必須集合全區域各類調節資源開展更大范圍的消納平衡。“十四五”期間總體來看，新能源仍以省內消納為主，跨省區臨時送受電為補充。
新能源的波動性、間歇性首先在各省區內部調節平衡，各省區內部確無消納手段時再組織跨省區臨時消納措施。以各省區內的多能互補打捆交易、發電權交易、調峰市場、容量補償、儲能及抽蓄交易等調節性市場機制為主。以跨區跨省的多日電能量、現貨交易、發電權交易、抽蓄購電交易和調頻市場作為重要調節手段和兜底措施。
在現貨試點地區，或區域現貨運作后，綠色電力出力預測作為市場邊界，或以報量不報價方式優先出清，適時轉為“報量報價”參與交易。
三是按照權責對等、控制風險的原則，綠電分兩階段穩步進入市場。
第一階段。綠電按照原核定電網收購價格參與長周期交易，市場化比例較小，以基數電量兜底執行偏差，采用長周期結算或分時均價結算，較為穩妥地處理發電偏差風險，同時也無法獲得與煤電等同的電能量價格。
第二階段。當綠電進入市場比例不斷擴大，基數電量難以兜底執行偏差，調節性電源的低谷調峰、高峰頂峰成本迫切需要通過分時交易體現價值和貢獻，需要引導用電側依據峰谷價格信號主動消納新能源時，應進入市場第二階段。在第二階段，綠電市場化比例進一步擴大，交易價格可以與煤電價格趨同，在電力供應緊張時獲得更高的溢價，更好地反映供需形勢的變化。綠電參與分時交易、分時偏差結算，在現貨試點地區應參與現貨出清及偏差結算，并全面承擔輔助服務分攤費用。
四是執行全國統一的綠證管理制度，推進綠色電力生產、交易、消費、結算等全生命周期的追蹤溯源。南方區域設計“證隨電走”“證電分離”兩種綠證管理模式，由市場主體自主選擇。
加快建設綠電交易配套市場機制
為了更好地促進綠色電力與各類型電源的利益協調，促進多能互補，建立以下四類配套市場機制刻不容緩。一是未來多類型電源共同進入區域市場場景下，基于燃煤基準價或主力電源價格，采用“同臺交易、差額補貼”“設定配比、打捆交易”兩種方式開展多成本電源同臺交易。二是各省區以煤電盈虧平衡作為啟動條件，基于“固定成本+合理收益”方式制定補償標準。三是分時電價。結合綠色電力發電消納情況，動態劃分峰、平、谷時段開展分時交易。按交易雙方所在省區公約數確定跨區跨省交易的峰、平、谷時段。四是輔助服務市場。建設覆蓋跨省區備用市場，通過市場引導備用容量緊缺省區向富余省區購買備用容量。設置廣東廣西海南、云南兩個調頻區，實現調頻資源更大范圍優化配置，提升省間互濟頻率調節能力。建設省內、跨省區調峰輔助服務機制。積極試點綠色電力富裕省區的調峰市場建設，未來將跨省區調峰機制融入南方區域電力現貨市場。
加快建設綠電交易配套市場機制
一是堅持市場化改革方向，以消納責任權重考核促進綠電市場化規模有序放開。現階段，消納責任權重是促進綠電需求規模持續增長、落實綠電消費責任到終端用戶的重要抓手，有必要層層分解落實各省區、售電公司、大用戶、零售用戶的消納責任，為市場主體建立消納量賬戶，持續加強考核力度。消納量交易和綠證交易可以作為綠色電力交易的補充措施。在某一省區消納困難的情況下，可以根據送受電意向下達兩省區總消納權重指標（如對廣東、廣西下達兩省區合計的非水消納責任權重指標），鼓勵送受省區聯合完成消納責任。
二是構建適應高比例綠色電力的南方區域統一電力市場，為全國統一市場建設探索經驗。在南方區域市場內部持續構建完善規劃、交易、執行多維度市場體系，體現綠色電力全生命周期價值。區域市場建立多能互補“蓄水池”，實現新能源受入能力最大化；通過新能源外送，或新能源與常規能源打捆外送，輻射大湄公河次區域。南方區域綠色用能全過程溯源、全國認證，綠證統一核發認證，綠色電力交易統一組織。
三是通過能耗“雙控”考核促進綠色電力交易。將跨省區交易、消費綠色電力與能耗“雙控”掛鉤，根據外購綠色電力電量規模同步降低購電省區、購電主體的能耗“雙控”考核要求。可以對高耗能企業制定綠色電力采購配比的要求，對未完成綠色電力交易配比的高耗能企業進行罰款、限電、關停等處罰。以上措施可同步推進從能耗“雙控”向碳排放“雙控”轉型。
四是加快建設電碳市場銜接。建議國家有關部門協調電力市場、碳交易市場、用能權市場的有效銜接。從全國碳市場重點行業企業入手，利用綠電交易溯源的精確性、完整性優勢，按照控排企業購綠電情況精確核算其電力消費的碳排放，或者消費綠電可以獲得相應的自愿減排量。通過信息披露、嚴格考核等措施，促進綠電環境溢價與碳配額價格趨同，暢通不同市場間的價格信號傳導，構建電力交易價格、碳交易價格聯動機制。
五是完善綠色電力外部成本疏導渠道。抽水蓄能容量成本按照有關電價政策計入輸配電價由全社會共同分攤。電網側網架建設成本計入輸配電價由全社會共同分攤。輔助服務成本由綠色電力電源分攤，收益由調節性電源獲得。化石能源發電容量成本、頂峰電源成本建議由全社會共同分攤。
六是加強與國際綠色用能認證標準對接。建議國家部委牽頭，加強與RE100等國際組織對接，推動我國綠證納入RE100認可范圍，幫助平價綠電消費者獲得綠色用能國際認證。一是明確帶補貼存量項目綠證與增量平價綠證的環境屬性均由用戶獲得。二是闡述我國電力市場和綠證相關機制對RE100技術標準的符合性，建立我國綠色認證體系與國際的有效接軌。三是做好我國保障性收購等政策與美國RPS政策的對比，梳理RE100認可的可再生能源來源方式，加強與RE100的溝通，增進了解與互信。
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