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首都绿色电力采购交易政策建议研究报告 Beijing Policy Suggestions on Green Power Purchasing and Trading Mechanism Report 北京能见科技发展有限公司 2022.12 Beijing NengApp Technology Co., Ltd December, 2022 致谢本研究由北京能见科技发展有限公司统筹撰写，由能源基金会提供资金支持。 ACKNOWLEDGEMENT This report is a product of NengApp and is funded by Energy Foundation China. ABOUT NengApp Beijing NengApp Technology Co., Ltd Beijing NengApp Technology Co., Ltd was established in September 2015, and is directly under the Global Energy Internet Development Cooperation Organization. The Global Energy Internet Development Cooperation Organization GIEDO is a voluntary international organization composed of enterprises, organizations, institutions and individuals committed to promoting sustainable energy development in the world. The registration place is located in Beijing. Liu Zhenya, as the former chairman, general manager and party secretary of State Grid Corporation, was the chairman of the cooperative organization. Zhu Diwen, former vice chairman of the Department of Energy of the United States, was the vice chairman of the cooperative organization. Shu Yinbiao, former chairman of State Grid Corporation and chairman of Huaneng Group, was the vice chairman of the cooperative organization. The core team of the company has a deep comprehensive background in the energy and environment industry. It has outstanding energy expertise and research ability. It publishes industry white papers and research reports every year. In the field of energy storage, we should maintain close policy exchanges with local authorities such as the State Energy Administration, Jiangsu, Sichuan and Northwest China. We should establish long-term and in-depth communication with well-known domestic energy storage units such as Nandu Power Supply, Zhongtian Science and Technology, Jiangsu Integrated Energy Service Co., Ltd., State Grid Energy Conservation Service Co., Ltd., Shanshan Stock, Taihu Energy Valley, Voltai Energy and so on, and grasp domestic energy storage in real time. Market dynamics. Beijing NengApp Technology Co., Ltd has long-term cooperative relations with China Electric Power Research Institute, Tsinghua University, North China Electric Power University and other research institutions. 北京能见科技科技发展有限公司成立于 2015年，是全球能源互联网发展合作组织的直属企业。公司业务包括能源行业的媒体、会展、课题研究、科技创新及金融服务等。编委会项目管理李洁、刘欣、周锋、彭丽楠北京电力交易中心张楠首都电力交易中心王沁中国电力科学研究院耿建、陈爱林、于韶源、韦涛协合新能源集团陆一川北京京能清洁能源电力股份有限公司北京分公司常识能见能源研究院曾菲菲、曹开虎、粟灵 ------------------------------报告正文 ------------------------------- 免责声明 - 若无特别声明，报告中陈述的观点仅代表作者个人意见，不代表能源基金会的观点。能源基金会不保证本报告中信息及数据的准确性，不对任何人使用本报告引起的后果承担责任。 - 凡提及某些公司、产品及服务时，并不意味着它们已为能源基金会所认可或推荐，或优于未提及的其他类似公司、产品及服务。 Disclaimer - Unless otherwise specified, the views expressed in this report are those of the authors and do not necessarily represent the views of Energy Foundation China. Energy Foundation China does not guarantee the accuracy of the information and data included in this report and will not be responsible for any liabilities resulting from or related to using this report by any third party. - The mention of specific companies, products and services does not imply that they are endorsed or recommended by Energy Foundation China in preference to others of a similar nature that are not mentioned. i 目录首都绿电交易政策建议（摘要） . 1 一、首都绿电交易建议 . 1 二、区外绿电交易建议 . 2 三、绿证交易政策建议 . 2 四、绿电市场与碳市场联动 . 2 五、绿电与国际碳市场互认 . 3 首都绿色电力交易采购政策与建议报告 . 4 1. 首都绿色电力需求背景 4 1.1 华北和京津唐网架结构 4 1.2 首都绿色电力需求与现状 6 2. 首都绿色电力交易 9 2.1 首都绿电交易方案 9 2.2 首都绿电交易面临的困难 . 11 2.2.1 首都本地绿电资源少 . 11 2.2.2 首都电网结构存在特殊性 . 11 2.2.3 域外地区惜售绿电 . 12 2.2.4 用户购买绿电意愿不强 12 2.2.5 市场交易机制亟待完善 12 2.2.6 京津冀绿证核算方式亟待明确 13 3. 国内绿色电力交易典型案例及经验总结 14 ii 3.1 冬奥绿电 14 3.1.1 冬奥绿色电力交易开展概况 . 14 3.1.2 政府政策与绿电交易实施细则 14 3.2 浙江省绿电交易 . 15 3.3 江苏省绿电交易 . 15 3.4 湖北省绿电交易 . 16 3.5 南方区域绿电交易 . 16 3.6 山西省绿电交易 . 17 3.7 典型案例经验总结 . 18 4. 国内外碳市场政策和交易开展情况 20 4.1 全国碳市场背景介绍及政策现状 20 4.2 国外碳市场政策及运行现状 22 4.3 全国碳市场首个履约期运行情况 24 5. 首都绿电交易政策建议 . 26 5.1 首都绿电交易建议 . 26 5.1.1 加强绿电区外购电的措施和建议 . 26 5.1.2 推动首都绿电建设和消费，打造自身硬实力 27 5.1.3 推动绿电、绿证和碳市场的协调发展 27 5.2 区外绿电交易建议 . 28 5.3 绿证交易政策建议 . 28 5.4 绿电市场与碳市场联动 . 30 iii 5.5 绿电与国际碳市场互认 . 31 6. 研究总结 33 6.1 近期建议 33 6.2 远期建议 34 6.3 结语 . 34 1 首都绿电交易政策建议（摘要）一、首都绿电交易建议加强绿电区外购电的措施和建议倡导用户与区外绿电企业签订中长期合约，积极争取输电配额并加强自身绿电购买力。建议一是鼓励绿电用户与区外绿电企业签订年度合约并建立长期合作联系，二是在年度和月度市场中争取更多的绿电落地首都输电配额，三是通过社会宣传、舆论引导激发终端用户的绿电使用意识并推动构建全民分摊环境价值的机制。推动首都绿电建设和消费，打造自身硬实力尽快核查北京地区绿电开发潜力，构建绿电用电技术支撑体系，推动分布式电力交易落地实施。建议一是推动制定首都绿电开发发展规划、制定配套激励政策，二是大力推动建设柔性负荷资源，提高新能源消纳水平，三是推动分布式电力交易落地，建立试点地区先行先试。出台激励型政策激励用户主动消纳绿电，推进构建绿电交易资金形成良性疏导机制。建议进一步加大政策激励，通过各种优惠政策引导用户主动采购和消费绿电，同时出台高耗能企业参与绿电交易的责任权重政策，积极推进绿证、碳市场的建设和协调发展。保障绿电交易电量按计划完成交割，大力推动负荷侧灵活性资源协同新能源生产消纳。一方面鼓励发电侧资源开展灵活性改造，另一方面在有限发输电资源条件下，大力推进负荷侧灵活性资源参与电力调控，保证电力平衡加大新能源发电和消纳。深入推进绿电交易，鼓励用能企业开展“证电合一 ”的绿电交易，或者与新能源企业达成长期购电协议（ PPA）。鼓励用能企业积 2 极参与绿电交易获得消纳凭证。与此同时，引导新能源企业放弃补贴，参与“证电合一”的绿电交易，满足金融、高科技等行业，尤其是外向型企业的绿电消费需求。完善绿电交易机制，推进构建“双绿电交易”实现绿电环境价值全流程。建议建立双重绿电交易品种，现有绿电交易为绿电交易 A，保障消纳和享受新能源补贴的电量作为绿电交易 B，通过结算分劈提供用户绿电使用电量，为后续绿证、碳交易提供交易依据。二、区外绿电交易建议建立跨区绿电的途径与计量分解机制，实现跨区绿电环境价值。通过顶层设计建立绿电整体核算和分解体系，实现分层分区和转供绿电的全面核算。建议采用“平均绿电”的方式，即先在一级电网中，从源端到受端按关口上网和下网计算绿电，然后逐级分解，由此可以到每一个受端给出平均的绿电消纳量。三、绿证交易政策建议建立“证电合一”的绿证颁发和交易分配机制。建议有序开展绿电、绿证交易，绿电交易主要开展“证电合一”的绿电和绿证捆绑式交易，绿证市场主要开展非捆绑式绿色证书交易。建议统一当前绿电发电量证书与绿电消纳量证书为绿色责任证书 ,由国家统一机构生成，交由交易机构确定其证书初始权益归属。构建绿证环境价值实现的绿证市场交易机制。建议积极探索创新不同的政策机制激励绿证市场交易活力，结合可再生能源消纳权重机制，引导电力用户绿证消费需求，同时积极推动绿证核算与碳排放权履约的衔接。四、绿电市场与碳市场联动建议在实现“证电合一”基础上更进一步，建立电力市场绿电交易与碳市场 CCER 交易的共享联动和可追溯机制，具体实施时应关注五点 1）促进新能源发展，增加新能源装机水平；鼓励新能源 3 消费，促进新能源消纳，双措并举； 2）避免绿电与碳市场 CCER 重复计算，建立溯源机制，提高绿证的国际认可度； 3）引导国际化企业、外向型企业、高新企业等积极参与绿电和绿证交易，提高绿电与产品竞争力的适配度，避免资源浪费，保持国际竞争力； 4）倡导绿电与 CCER 有序共存，绿电重点适配国际化、出口型、高新企业，后者在碳排放权市场满足控排企业降低履约成本； 5）提高交易效率，降低交易成本，提升国际认可度。五、绿电与国际碳市场互认建立与国际碳市场互认和技术储备。我们应与国际各相关方一起推动全球碳交易和碳市场的建设，包括碳信用的衡量标准、全球碳价的形成以及碳市场的互联互通。建议在中欧之间、亚欧之间研究建立专项基金，专门处理跨欧亚交通的排放问题。在技术储备方面，可利用区块链技术分布式、自信任、公开透明、不可篡改、集体维护以及隐私保护等特点，在跨国互认中发挥其技术支撑作用。 4 首都绿色电力交易采购政策与建议报告 1. 首都绿色电力需求背景 2022 年 5 月 25 日，北京电力交易中心发布绿色电力交易实施细则，省级电力交易中心可在 e-交易平台开展绿电交易。截至 11 月 13 日，北京电力交易中心共组织绿电交易 291 笔，成交电量 204.15 亿千瓦时。 9 月 15 日，北京电力交易中心发布绿色电力证书交易实施细则（试行），省级电力交易中心可在绿证交易平台开展绿证交易。截至 12 月 4 日，平台已累计成交绿证 103.8 万张（ 10.38 亿千瓦时）。经过各省电力交易中心的大力推广，市场主体参与绿电交易和绿证交易的积极性日渐活跃。结果显示，北京参与的绿电和绿证交易量排名并不靠前。事实上，首都北京采购绿电的需求巨大。由于网架结构独特，交易组织方式也不同于其他省，目前面临诸多的困难。下面简要描述首都市网架结构与绿电采购需求背景。 1.1 华北和京津唐网架结构华北电网由京津唐、河北南网、山西、山东、蒙西五个电网组成。蒙西电网隶属内蒙政府，但纳入华北电网统一调度，供电区域包括京、津、冀、鲁、晋、蒙地区，供电面积 171 万平方公里，供电人口约 2.7 亿。华北电网是跨区互联重要枢纽，形成了“一交六直”跨区联网格局，与东北、西北、华中、内蒙四个区域电网互联。目前，华北电网已建成 1000 千伏 “ 两横两纵三环网 ” 特高压交流网架，线路 47 5 条、 9073 公里，变电站 18 座、变压器 34 台 102000 万千伏安，规模约为华东的 1.8 倍，资源配置能力强。调度管理的张北柔直电网是北京冬奥会 “ 绿色办奥 ” 重要举措，是世界上首个柔直组网工程，采用世界领先的新能源传输技术，创造了 12 项世界第一，每年可向北京输送清洁能源电量 140 亿度。京津唐电网依托华北交流特高压电网、京津冀 500 千伏大环网，其中特高压廊坊站、保定站从东部、南部向北京输送电力北京 500 千伏电网向西延伸至张家口，向南延伸至保定、廊坊，提高北京电网从京津冀电网受电能力，保障首都北京电力可靠供应。截至 2021 年 8 月，北京电网现有 110 千伏及以上变电站 580 座，变电容量 1.44 亿千伏安，线路长度 1.05 万公里，形成了“ 500 千伏扩大双环网、 220 千伏分区供电、 110 千伏辐射状供电”的坚强网架结构。北京电网是典型的超大型城市电网，从供给侧看，外受电比例近 70，发电资源依赖于津唐、华北点对网送入，本地装机以燃气发电为主，占比近 90；从消费侧看，电能在终端能源消费占比达 44，其中第三产业和居民用电占比超过 70。与其他省级电网不同，北京电网是京津唐电网的一部分。京津唐电网作为统一控制区，实行电力电量统一平衡和优先保障北京原则，统一组织开展各类交易。京津唐电网年度电力电量平衡方案制定涉及国家发改委及北京、天津、河北政府电力主管部门，相关工作统筹协调。送入北京的跨区通道包括华中送华北、东北送华北和西北送华北。华中送华北通道有长南特高压；东北送华北通道有鲁固特高压直 6 流和高岭直流；西北送华北有银东直流和昭沂特高压直流。另外，新增蒙东、雁淮、锡泰等送出能力，还有特高压配套电源陆续投产。依据统一市场、两级运作的原则，京津唐电力交易由北京电力交易中心统一组织安排，首都、冀北、天津三家省级电力交易中心协同配合。跨区跨省电力交易可通过跨区联络线送入华北电网，再由华北网内联络线送入京津唐电网，送入北京的统购电量按照京津冀结算关口总量的比例来分配电量。 1.2 首都绿色电力需求与现状我国力争 2030 年前实现碳达峰， 2060 年前实现碳中和，这是党中央作出的重大战略决策，也是中国对世界的庄严承诺，我国绿色发展展现美好未来。本世纪初北京以举办 2008 年奥运会为契机，形成了 “ 人文北京、科技北京、绿色北京 ” 的发展战略，绿色成为城市发展的底色。有关研究显示，国际上大都市碳排放达峰，大约需要六个条件能源利用效率较高、人均 GDP 达到 2 万美元以上、人口总数达到峰值并趋于稳定、城市化率达到 75以上、三产比重超过 65、环境质量诉求较高等，而北京已具备这多方面的条件。同时北京多年来大力推进污染物和温室气体协同减排，环境质量持续好转，节能降碳始终走在全国前列。城市发展，深刻转型。党的十八大以来，我国生态文明建设从认识到实践都发生了历史性、转折性、全局性的变化，北京城市发展，实现深刻转型，减量发展，形成刚性约束。在北京新总规和 “ 十二五 ” 、 “ 十三五 ” 规划纲要中，确立了绿色低碳循环发展的总体思想和高标准目标任务，目前北京市的经济主要增长点，来自金融、科技 7 等产业，具有能耗低、技术先进、附加值高等特点。 2020 年，万元 GDP 能耗和碳排放分别下降至 0.21 吨标准煤和 0.42 吨二氧化碳，为全国最优水平。北京市政府颁发的北京市 “ 十四五 ” 时期生态环境保护规划中提到优化调整能源供给结构，持续提升能源利用效率。到 2025 年，化石能源消费总量实现稳中有降，全市新增能源消费量优先由新能源和可再生能源保障。加强可再生能源供应保障。建立稳定的可再生能源保障体系，深化与河北、内蒙古、山西等地区能源合作，鼓励本地能源企业在更大空间范围积极投资绿电项目，统筹本地及周边区域设施布局。推动绿电进京输送通道和配电调峰储能等设施建设，提升北京电网 “ 多方向、多来源、多元化 ” 受电能力和系统灵活性。逐步理顺外调绿电输配、交易和消纳机制，形成有利于促进绿色电力调入和消纳的政策环境。北京本地绿电装机少，绿电消费需求巨大。到 2025 年，北京市太阳能、风电总装机容量约 280 万千瓦（仅为河北省 2021 年装机水平的 1/20），新能源和可再生能源供暖面积高达 1.45 亿平方米，新型储能装机容量达到 70 万千瓦，市外调入绿色电力规模力争达到 300 亿千瓦时。到 2030 年，太阳能、风电总装机容量达到 500 万千瓦左右，新能源和可再生能源供暖面积比重约为 15。近两年来，北京绿电交易量越来越活跃，成交量增长显著。 2021 年，北京共成交绿电交易电量 2.8 亿千瓦时。截至 2022 年 11 月底，北京已成交绿电交易电量超过 4.6 亿千瓦时，预计年度总交易量增长超过 75。 8 另外，为了进一步提升北京城市副中心及行政办公区可再生能源比例，推动城市绿色发展，在山西公司大力支持下，北京电力交易中心连续组织两轮交易，顺利完成 7-12 月山西新能源送北京城市副中心省间外送交易。本场交易共有 286 家山西地区新能源企业参与，最终成交电量 6212 万千瓦时 ,可减排二氧化碳约 6 万吨，助力北京城市副中心实现零排放。 9 2. 首都绿色电力交易 2022 年 12 月 16 日，为贯彻落实碳达峰、碳中和战略部署，加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，推进首都绿色电力交易工作有序开展，北京市城管委发布了北京市 2023 年绿色电力交易方案。 2.1 首都绿电交易方案北京市绿色电力交易主要为跨区跨省绿色电力交易，依托 e-交易电力市场统一服务平台开展，由北京电力交易中心、首都电力交易中心共同组织开展，交易方式以双边协商、集中撮合、挂牌交易等为主。京津唐电网绿色电力交易待相关规则出台后，按规则执行。鼓励批发用户、售电公司采取双边协商交易方式，与跨区跨省发电企业开展绿色电力交易，具备交易条件的，将双边意向协议提交首都电力交易中心，并按照交易组织程序执行。 1）交易安排。北京电力交易中心会同首都电力交易中心，根据市场主体需求及跨区跨省风电和光伏发电企业交易意向，以年（多年）、月（多月）等为周期常态化组织开展绿色电力交易，适时开展月内绿色电力交易。市场主体采用分时段报量、单一报价的模式，以各时段总量参与交易。市场主体申报的分月电量不得超过其月度实际最大可用电能力。绿电交易价格由市场化机制形成，成交价格应包含电能量价格和绿色环境价值，以交易平台达成的成交价格为准。用户用电价格由绿色电力交易市场化电价、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。执行峰谷分时电价政策的用户，交易电价作为平段电价， 10 尖、峰、谷电价按浮动比例执行，相关要求按照北京相关政策文件执行。 2）交易组织。依据北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（京电交市〔 2022〕 24 号）、跨区跨省电力中长期交易实施细则（京电交市〔 2022〕 26 号）组织开展交易。首都电力交易中心在 e-交易平台发布申报公告，组织北京地区批发用户、售电公司（依据零售用户需求）参与跨区跨省绿色电力交易电量、电价需求申报，国网北京市电力公司会同首都电力交易中心汇总批发用户、售电公司跨区跨省绿色电力需求。北京电力交易中心根据北京地区跨区跨省绿色电力需求申报结果，在 e-交易平台上发布跨区跨省绿色电力外送交易公告和承诺书，通过市场化方式形成交易电量和价格，并发布预成交结果。北京电力交易中心将预成交结果提交相关调度机构，以优先组织、优先调度的原则进行安全校核，经安全校核后发布交易结果。北京电力交易中心会同首都电力交易中心根据跨区跨省绿色电力交易成交结果，分解形成北京市批发用户、售电公司成交结果。 3）交易结算。京津唐电网、跨区跨省绿电交易结算分别按照绿色电力交易实施细则、跨区跨省电力中长期交易实施细则执行。绿色电力交易优先结算，月结月清，合同偏差电量不滚动调整。按照跨区跨省绿电交易、京津唐电网绿电交易次序结算。电力用户按照实际用电量、合同电量、发电企业上网电量三者最小值作为绿电结算电量，并以此为依据划转绿证。 4）绿证划转。绿证核发机构按照相关规定为新能源发电企业核发绿证，并将有关信息推送至北京电力交易中心，绿证信息计入 e-交 11 易平台发电企业的绿色电力账户；北京电力交易中心依据绿色电力交易结算结果等信息，经发用双方确认后，在 e-交易平台将绿证由发电企业划转至电力用户。 2.2 首都绿电交易面临的困难由于首都特殊的网架结构、绿电交易、绿证核定等因素，目前北京市绿电交易面临诸多困难，具体描述如下。 2.2.1 首都本地绿电资源少北京市绿电来源主要靠输入。 2021 年，北京市绿电消纳总量完成 244.66 亿千瓦时，占比 19.8（年度目标 18）。其中，本地分布式电量 5.48 亿千瓦时，外购绿电加集中式分摊电量 194.73 亿千瓦时，占比 79.6，本地绿电资源较少。 2022 年，预计本地全社会用电量 1295 亿千瓦时，同比增长 5。经测算，年度绿电构成如下一是本地分布式电量约 5.8 亿千瓦时；二是京津冀集中式分摊电量约 169.54 亿千瓦时；三是京津冀外购绿电分摊约 39.88 亿千瓦时；四是市场化交易电量 4.63 亿千瓦时。 2022 年 1-8 月，可再生能源电力总量消纳责任权重完成 20.03，暂高于国家下达的预控目标（ 19）。 2.2.2 首都电网结构存在特殊性从京津唐域内来看，域内集中式绿电按照三省市的全社会用电量分配，首都地区属于接受方，可操作空间小。同时，张北地区可再生能源发电企业保障性收购小时以外电量均被河北省内部消化，域内（指京津唐地区）可交易电量十分受限。从京津唐域外来看，一是华北分部采购的域外绿电由京津唐电网三地统一平衡分解，首都地区很 12 难直接独立购买绿电。二是华北网跨省跨区的外送电通道落点多数集中在山东省，须与山东省协商后增加京津唐落地电量。 2.2.3 域外地区惜售绿电随着国家 “ 双碳 ” 战略的实施，绿电的环保价值愈发突显，国家向各省（区、市下达可再生能源电力消纳责任权重日标，明确 2021 年起，每年初滚动发布各省权重，同时印发当年和次年消纳贵任权重，当年权重为约束性指标，各省按此进行考核评估，次年权重为预期性指标，各省按此开展项目储备。据了解，内蒙古自治区、山西省、东北地区（黑吉辽）为完成国家下达的消纳责任权重目标，均出现了较为严重的绿电惜售。对外出售绿电的意愿不强，采取与域外省市签约购买绿电进京面临诸多困难。同时，据国网华北分部统计，今年蒙西送京绿电比重大幅下降， 6、 7、 8 三个月送京绿电电量均为 0。 2.2.4 用户购买绿电意愿不强绿电具有环境价值，虽然部分用户有绿电需求，但也并非迫切需要百分之百的绿电，相较之下，用户更倾向购买较便宜的火电。大多数用户认为，消费绿电是一种社会责任的象征，因跨区交易更复杂，成本更高，消费需求少，参与积极性相应较低。跨区域电力通过输送通道送至受端，不承担本地机组那样的容量备用或调频义务，加之线损成本，导致落地后没有价格优势。 2.2.5 市场交易机制亟待完善目前，跨省跨区绿电交易主要通过“网对网”和“点对网”的交易方式开展，“ 点对点” 的交易方式打破了电网公司对跨省跨区电力 13 通道的控制权，目前国家尚末明确 “ 点对点 ” 交易的具体实施细则，制度壁垒尚未完全突破，国家电网区域内暂未放开 “ 点对点 ” 跨省区绿电交易，市场活力不足。 2.2.6 京津冀绿证核算方式亟待明确按照国家发展改革委、国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知（发改能源〔 2019〕 807 号）要求， “ 京津冀地区接入的集中式可再生能源发电项目和区域外输入的可再生能源电量，按全社会用电量比例分摊原则计入各区域消纳量”。 1258 号文件中，国家首次明确以绿证作为可再生能源电力消费的凭证。在此情况下，京津冀区域的可再生电力消纳权重如何计算需重新定义。北京部分绿电通过分摊方式获得，绿证分配到电网代理用户或是直接交易用户尚无明确方案。 14 3. 国内绿色电力交易典型案例及经验总结 3.1 冬奥绿电 3.1.1 冬奥绿色电力交易开展概况（ 1）冬奥绿电开展背景 2019 年 6 月，北京冬奥组委发布的北京 2022 年冬奥会和冬残奥会低碳管理工作方案提出， “ 通过光伏、风电等可再生能源消纳和适用于北京冬奥会的跨区域绿电交易机制，以及储能系统、电力电子设备多能互补等，保障场馆常规电力消费需求充分利用可再生能源 ” 。该方案意味着 2022 年北京冬奥会将在奥运历史上首次实现全部场馆绿色电力供应。（ 2）冬奥绿电成交概况 2022 年 1 月 14 日，为满足北京地区冬奥会、冬残奥会场馆及配套设施第五批用户新增绿电需求，北京电力交易中心组织开展了第 8 次北京 2022 年冬奥场馆绿色电力交易，达成交易电量 1 亿千瓦时，全力保障冬奥会场馆全绿电供应。自 2019 年 6 月 20 日北京电力交易中心首次组织开展冬奥场馆绿电交易以来，北京电力交易中心会同首都、冀北、河北电力交易中心已累计组织开展 8 批次冬奥绿电交易，成交电量 7.55 亿千瓦时，时间覆盖 2019 年 7 月 1 日至 2022 年 4 月 30 日，确保了冬奥场馆及附属设施建设期、测试赛期、正赛期足额绿电供应。华能、华电、国家电投、京能等 10 家发电集团所属 22 家新能源发电企业参与冬奥绿电交易，实现向三大赛区 26 个场馆及附属设施 100绿电供应。 3.1.2 政府政策与绿电交易实施细则 15 为保证北京冬奥会 100绿电供应，相关部门出台了张家口零碳冬奥绿色电力交易实施办法张家口四方协作机制用户准入规定京津冀绿色电力市场化交易规则等一系列交易规则，冬奥组委办公区、国家体育馆、国家游泳中心、延庆场馆群等多家市场主体获得了绿色电力交易市场准入资格。张家口市首次将 2022 年冬奥赛区场馆及配套项目纳入可再生能源市场化交易，采用双边协商交易方式，交易电量和电价由购售双方协商确定，张家口地区准入注册的风力发电项目保障小时之外电量可自愿参与交易。张家口赛区的一个冬奥场馆如需购买绿电，经由政府相关部门准入后，就可以与冀北电力签订代理协议，由公司代理，通过冀北电力交易平台，以市场化方式向河北省可再生能源发电企业购电。在双边协商方式下，河北省发电企业首先登录平台申报交易信息，由代理方根据交易意向对交易信息进行确认并达成交易。 3.2 浙江省绿电交易 2021 年，全国首次绿色电力交易启动。浙江省共有 32 家风光发电企业与 30 家电力用户参与此次交易，合计成交 50 笔，成交电量 3.0075 亿千瓦时，用户侧自愿在目录电价基础上平均加价 0.01 元 /千瓦时购买绿色电力。 2021 年 11 月 26 日，浙江电力交易中心协同北京电力交易中心组织年内第三次绿电交易，达成 12 月绿电交易电量 1120 万千瓦时。 2022 年 1 月 21 日，甘肃、浙江完成首笔跨省跨区绿电交易，交易电量为 1500 万千瓦时。 3.3 江苏省绿电交易 16 2022 年，江苏电力交易中心组织了年度及月度绿色电力交易，其中年度成交电量 9.24 亿千瓦时，成交均价 462.88 元 /兆瓦时； 2 月共有 1 家新能源发电企业、 1 家一类用户、 2 家售电公司参与，以双边协商方式成交绿电交易 4 笔，电量 0.047 亿千瓦时，成交均价 461.65 元 /兆瓦时； 3 月共有 6 家新能源发电企业、 3 家一类用户、 11 家售电公司参与，以双边协商方式成交绿电交易 15 笔，电量 0.53 亿千瓦时，交易均价 464.98 元 /兆瓦时。江苏省按月进行绿电双边协商交易，截至 2022 年 8 月，江苏成交绿电交易电量共计 18.35 亿千瓦时，成交均价约 452 元 /兆瓦时，成交电量呈现增长态势，总体上，江苏绿电交易呈现 “量价齐升” 态势。 3.4 湖北省绿电交易 2022 年 4 月湖北省内首场绿色电力交易签约仪式上， 7 家发电企业、 8 家电力用户代表签署绿色电力交易协议，并获颁由湖北电力交易中心、湖北碳排放权交易中心共同认证的绿色电力交易凭证。据称这是全国首张电碳市场双认证的绿电交易凭证，标志着电碳市场协同迈出关键一步。 3.5 南方区域绿电交易 2022 年 1 月 25 日，南方区域各电力交易中心联合发布南方区域绿色电力交易规则（试行），规定绿电交易包括直接交易和认购交易两种形式。绿电交易价格由电能量价格和环境溢价组成，具体根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。绿色电力的环境溢价可以作为绿证认购交易的价格信号，形成的收益同步传至发电企业，不参与输配电损耗计算、不执行峰谷电价政策。绿色电力交易按照 “ 年度 17 （含多月）交易为主、月度交易为补充 ” 的原则开展交易，鼓励年度以上多年交易。 3.6 山西省绿电交易 2022 年 5 月 30 日，山西省发改委、山西省工信厅等 6 部门联合发布促进绿色消费实施方案。方案中提到，进一步激发全社会绿色电力消费潜力。将 “ 十四五 ” 时期新增的可再生能源电力消费量，在能源消费总量考核时予以扣除。完善电力交易平台技术支持系统功能，对中长期交易中绿色电力交易合同单独标识和统计。建立可再生能源消纳责任权重落实情况认定及考核机制，创新交易机制，通过政策机制引导市场化用户通过购买绿色电力或绿证等多种交易方式完成可再生能源消纳责任权重。综合考虑全省可再生能源总量消纳责任权重组织完成情况，分类制定高耗能企业与其他市场化用户的可再生能源电力消纳责任权重，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束。每年对用户侧消费绿色电力情况进行动态统计，在电力供应紧张时期对用户侧实施有序用电时，根据用户年内历史绿色电力消费占比反向分配有序用电任务。鼓励行业龙头企业、省属企业等消费绿色电力，发挥示范带动作用。积极参与全国碳市场交易，严格按照行业碳排放核算报告技术规范开展企业碳排放核查，全面落实对企业碳排放量核算中绿色电力相关碳排放量的扣减要求。完善绿色消费激励约束政策。加大对绿色低碳产品和服务的采购力度，发挥绿色低碳采购需求标准在采购执行中的统领作用，对符合绿色低碳规定的采购设计方案、工艺、材料、建造方式、技术设备和服务等，大幅度给予采购政策支持。推动资源综合利用税收优惠政策落地，更好发挥税收对市场 18 主体绿色低碳发展的促进作用。鼓励有条件的地区对绿色建材、节能低碳产品等消费品予以适当补贴或贷款贴息。落实分时电价政策，有效拉大峰谷价差和浮动幅度，引导用户错峰储能和用电。探索建立绿色消费积分制度，以兑换商品、折扣优惠等方式鼓励绿色消费。鼓励各类销售平台制定绿色低碳产品消费激励办法，通过发放绿色消费券、绿色积分、直接补贴、降价降息等方式激励绿色消费。 3.7 典型案例经验总结上述案例中，首都冬奥绿电经验可为城市副中心碳中和争取国家政策支持提供了成功借鉴。江苏案例中，本省地绿电交易凭证在江苏发改委（能源局）、江苏能监办备案，政府部