绿色电力交易相关政策解读及发电企业在绿色电力交易中的主要法律风险防范

一、绿色电力交易的启动背景
2020年11月，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》中指出，要加快推动绿色低碳发展，促进经济社会发展全面绿色转型。2021年3月，中央财经委员会第九次会议强调，要把“双碳”目标纳入生态文明建设整体布局，构建以新能源为主体的新型电力系统。
为深入贯彻落实党中央、国务院关于力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和战略部署，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，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，国家发改委、国家能源局组织国家电网公司、南方电网公司制定了《绿色电力交易试点工作方案》（以下简称《试点方案》）并于2021年9月获得了正式批复，旨在作为促进绿色电力交易的指导文件厘清绿色电力交易与现行各类支持政策和市场交易的边界，开启了引导绿色电力消费的试点。
二、绿色电力交易的主要内容
在《试点方案》出台之前，我国尚未有绿色电力交易和产品的清晰定义，《试点方案》首次对此作出了明确的表述，绿色电力交易是指以风电、光伏发电等新能源电力产品为标的物，在用电企业与新能源发电企业间开展电力中长期交易以满足电力用户购买、消费绿色电力的需求，并使其获得相应的绿色电力消费认证（指国家对发电主体每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证）。
绿色电力产品初期为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时可扩大至符合条件的水电。对于中长期框架下的交易周期，《试点方案》不仅提出了初期开展以年度（多月）为周期的交易，还鼓励市场主体之间可签订5-10年的长期购电协议。我们分析认为，此举有利于市场主体通过长周期协议获得较为稳定的价格，投资方也能够以长期电力销售形式获取投资回报，并且长期购售电协议能够预判市场对绿色能源的诉求，可作为绿色能源规划的重要依据。
三、绿色电力交易相关政策汇总
自绿色电力交易制度确立以来，国家相关政府部门出台了一系列相关政策文件以有效推动绿色电力交易的实施，本文特作简单梳理如下：
绿色电力交易重要政策汇总
1
●出台日期：2021.6.7（2021.8.1起执行）
●政策名称：国家发改委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》
●主要内容：1. 2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网；2. 2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值；3. 2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。
2
●出台日期：2021.8.6
●政策名称：国家发改委《对十三届全国人大四次会议第8086号建议的答复》
●主要内容：1. 加快建设全国统一电力市场体系。持续完善省（区、市）电力市场建设，积极推进跨省跨区电力市场建设，加强不同电力市场间的协同衔接，进一步打破省间交易壁垒，扩大清洁能源优化配置范围和消纳规模；2. 推动经营性用户用电计划全面放开，建立完善优先发电电源参与市场的合理机制。加强中长期市场、现货市场和辅助服务市场间的有机衔接，促进不同交易品种时序衔接、功能互补；3. 研究建立促进可再生能源消纳的市场机制。
3
●出台日期：2021.8.24
●政策名称：国家发改委对《十三届全国人大四次会议第5157号建议的答复》
●主要内容：1. 加快建设全国统一电力市场体系。持续完善省（区、市）电力市场建设，积极推进跨省跨区电力市场建设，加强不同电力市场间的协同衔接，进一步打破省间交易壁垒，扩大清洁能源优化配置范围和消纳规模；2. 创新有利于新能源发展的市场机制。有序放开发用电计划，提升电力交易市场化程度。加强中长期市场、现货市场和辅助服务市场间的有机衔接，促进不同交易品种时序衔接、功能互补。健全新能源市场化消纳机制，提高新能源参与市场交易比例，推动新能源参与市场实现充分消纳。加快建设绿色电力交易试点，开展绿色电力交易。
4
●出台日期：2021.9
●政策名称：国家电网、南方电网《绿色电力交易试点工作方案》、国家发展改革委员会、国家能源局《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》（发改体改[2021]1260号）
●主要内容：1. 强调了绿色电力交易在交易组织、交易执行、交易结算方面的优先原则；2. 规范了直接交易购买和向电网企业购买两种绿色电力交易方式；3. 购买绿色电力产品的交易价格由发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形成，交易价格高于核定上网价格或电网企业收购价格的部分分配给对应的发电企业、参与交易的新能源发电企业、促进新能源消纳的相关投资及运营方；4. 引导市场主体根据实际发用电情况实现绿色电力交易与中长期交易的衔接，同时明确绿色电力交易在现货交易中优先出清顺序，确保绿色电力交易电量履约。
5
●出台日期：2022.1.18
●政策名称：国家发展改革委 国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）
●主要内容：1. 加快建设国家电力市场，稳步推进省（区、市）/区域电力市场建设，有序推进跨省跨区市场间开放合作；2. 鼓励开展较长期限的中长期交易，规范中长期交易组织、合同签订等流程，推动各类优先发电主体、用户侧共同参与现货市场，加强现货交易与放开优先发用电计划、中长期交易的衔接，建立合理的费用疏导机制；3. 规范统一市场基本交易规则和技术标准，完善电力价格形成机制，做好市场化交易与调度运行的高效衔接，加强信息共享和披露；4. 健全适应市场化环境的电力规划体系，完善现代电力市场监管体制，健全电力市场信用体系，完善电力应急保供机制；5. 提升电力市场对高比例新能源的适应性，因地制宜建立发电容量成本回收机制，探索开展绿色电力交易，健全分布式发电市场化交易机制。
6
●出台日期：2022.1.30
●政策名称：国家发展改革委、国家能源局《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）
●主要内容：1. 加强新型电力系统顶层设计，鼓励各类企业等主体积极参与新型电力系统建设；2. 完善相关省（自治区、直辖市）政府间协议与电力市场相结合的可再生能源电力输送和消纳协同机制，加强省际、区域间电网互联互通，进一步完善跨省跨区电价形成机制，促进可再生能源在更大范围消纳；3. 完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点，鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。
此外，从地方政策方面来讲，就浙江省而言，2021年4月29日，浙江发改委、浙江省能源局、浙江能监办联合印发了《浙江省绿色电力市场化交易试点实施方案》（下称“浙江方案”），主要内容为：
首先，在交易主体方面，明确包括发电企业[1]和电力用户[2]。
[1] 指浙江省内符合国家基本建设审批程序并取得或者豁免电力业务许可证（发电类）的省统调太阳能、风能等非水可再生能源发电企业。待市场成熟后，根据市场需求进一步放开发电主体范围。
[2] 指《2021年浙江电力直接交易工作方案》确定放开的电力用户。不符合国家产业政策的电力用户暂不参与。待市场成熟后，根据市场需求进一步放开购电主体范围。
其次，在交易资格获取方面，符合准入条件并自愿参与绿电交易的市场主体需按相关要求在浙江电力交易中心完成平台注册，获取交易资格。浙江电力交易中心根据市场主体申请情况，汇总绿电交易市场主体动态目录，并向浙江能源主管部门备案。
第三，在交易组织方式方面，可以采取双边协商[3]、集中竞价[4]和挂牌交易[5]。
[3] 指市场主体之间自主协商交易电量、交易电价、电力曲线，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核或交易校核和相关方确认后形成交易结果。
[4] 指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价等信息，可分段申报，电力交易平台按边际价格统一出清，经安全校核后形成交易结果。
[5] 指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息进行挂牌，由符合资格要求的另一方进行摘牌，经安全校核后形成交易结果。
第四，在交易价格方面，发电企业结算电价为交易价格，电力用户结算电价=交易价格+输配电价（含线损）+辅助服务费用+政府性基金及附加等。
第五，在用电结算周期方面，绿电交易采用优先结算，按月度清算，具体按照合同均价与燃煤发电上网基准价价差的绝对值进行偏差结算。
第六，在合同签订方面，绿电交易采用电子合同签订方式，各市场主体应当根据交易结果和浙江能源监管办合同示范文本，在交易平台规范签订电子合同。
第七，在偏差调整方面，在不影响相关方利益和相关方协商一致前提下，可以通过市场化交易对交易合同进行调整，包括合同置换和转让方式。
第八，在绿电交易凭证方面，在绿电交易完成后，浙江电力交易中心根据绿电交易实际结算数据向电力用户出具《浙江绿色电力交易凭证》。
上述国家及地方关于绿色电力市场化交易政策的出台，明确了国家层面和地方行政区域内关于绿色电力市场交易的基本原则、流程、方式等事项，为绿色电力市场化交易提供了有力的规则保障。
四、发电企业在绿色电力交易中的主要法律风险防范
在电力市场化改革后，发电企业将进入电力交易市场售电模式，对于发电企业而言，需要关注以下几个方面的法律风险：
1、发电企业如何直接参与电力市场化交易
根据对于目前国家、地方两级相关政府部门出台的绿色电力交易相关政策的分析，只要风电、光伏发电企业所发的上网电量，均可进入指定电力交易市场进行交易，但发电企业进入交易市场之前需要通过相关政府审批程序并取得相关交易资格证书后方可参与绿电交易中来。同时，绿色电力市场交易仍是以鼓励中长期交易为准，在此背景下，面对不同电力用户的不同用电特点和需求，发电企业需要更加关注和了解电力交易规则和电价机制，尽快减小对电网系统的依赖性，探索并适应直接面向电力用户的新模式。
2、发电企业在产生偏差电量时对电力用户的违约风险
在绿色电力市场化交易过程中，发电企业与电力用户直接签订交易合同，发电企业需要严格按照交易合同的约定向电力用户供电以满足电力用户的用电需求，但同时，实际上，发电企业的输电量不可避免的会受到输电线路容量等物理因素的限制，远距离输电还会产生不同程度的电损、同时，还需要服从电网公司的统一调度，这些都可能导致发电企业出现不能满足合同约定电量需求的情形，而根据《电力中长期交易合同示范文本（2022年修订版）》，发电企业中长期交易的可结算电量大于或小于合同电量、并造成偏差电量时，需按照固定的偏差电价标准或其他约定方式承担偏差电量电费。因此，发电企业需特别注意：（1）综合各项考虑供电成本及可能产生的电量偏差情形，设置合理的交易价格；（2）如果可以修改，在交易合同签订时间可能设置较小的偏差电量违约责任或赔偿范围；（3）供电过程中尽可能避免偏差电量的产生；（4）偏差电量产生时，考虑向第三方从现货市场或备用电源购电的处理方式，以尽可能弥补损失、避免损失扩大。
3.关于绿色电力交易的顺位差异
根据《试点方案》相关规定，可以进入绿色电力交易市场的风电、光伏发电等绿色电力产品，在交易组织方面，为了避免绿色电力交易企业可能出现的同时享受国家补贴与绿色电力溢价收益的不合理局面出现，根据其在享受国家补贴与是否有保障性收购安排方面的区别，对享受不同政策的企业设置了三档在优先顺位上的差异。
第一档是参与市场交易的是既不享受国家补贴又无保障性收购安排（即在电站合理利用小时数之外）的机组电量。由于该档电量未获得任何政策支持，完全来自于发电企业自担风险，因此，相关收益应全部归发电企业，在绿色电力交易顺位安排中优先于第二档及第三档。
第二档是不享受国家补贴但根据与电网公司签署的购售电合同由电网公司保障收购的机组电量。该档电量中，购售电合同中约定了保障收购电量，因此，该部分电量因参与绿色电力交易并产生高于合同价格的费用时，高出部分应归属于电网公司。
第三档是可享受国家补贴的机组电量，且这部分电量如作为绿色电力参与市场化交易，将不再计为该发电项目的合理利用小时之内的电量（即保障性收购的电量）。该档电量中，由于享受了国家补贴，发电企业将不能再同时享受绿色电力交易的溢价收益，相关收益费用（如有）由电网公司代售代收，用于抵充国家补贴，发电企业不能直接参与绿色电力交易。
因此，对绿色电力交易相关发电企业而言，应根据自身实际情况，对相关交易价格、成本与收益进行充分、详细评估的基础上合理确定适用的交易电量档位，避免不必要的亏损。
五、结语
在积极推动新一轮电力体制改革的大背景下，新能源市场化交易电量占新能源总发电量比重已趋近30%，我国面临着新能源持续高速发展和电力市场建设的双重机遇。绿色电力交易作为实现“碳达峰”和“碳中和”目标的重要抓手，引领着能源结构向绿色低碳转型，全面系统地推动着能源结构调整优化。
目前我国国家及地方层面关于绿色电力交易的政策文件正在陆续出台与完善，在后续实施过程中还可能会暴露不同层面的法律风险与问题，需要我们予以持续关注与分析，以为各类市场交易主体提供更优质的法律服务。