【嘉宾发言】
北京电力交易中心的成立是根据2015年中共中央中发9号文的规定，推进电力市场体制改革而设置的。当时我们按照体制要求在国网经营区内成立了以北京电力交易中心为主的一个区域中心，加了27个省级的交易中心，在区域内一共有7个交易部，对应着不同的区域。在南网成立了广州电力交易中心，负责南网5省的区县交易。还有内蒙古电力交易中心，主要执行蒙西电网的电力交易。
我们的交易品种主要有中长期、现货和辅助服务市场，按照我们交易中心的职责分工，中长期电力交易市场主要是在各个交易中心来成立。现货是在调度平台成立，辅助服务市场现阶段并不是全部铺开的，现货有8个试点省在做，辅助服务也是跟着现货在部分省份有所涉及。
绿色电力交易并不是一个新的名称。早在2017年的时候我们就在华北能源监管局的领导下做了一版京津唐的绿色电力直接交易，但是那个电力直接交易不涉及到环境权益的溢价，仅仅是为了保障新能源的消纳，主要是在张家港地区。
这次跟那个的范围有所扩大，内涵也有所增加。此次绿色电力交易是中长期市场机制框架内的设置一个绿色电力交易的新品种，主要是反映绿色电力交易的电能量价值和环境价值，我们定义以绿色电力产品为标的物进行的电力中长期交易，用于满足电力用户的购买、消费绿色电力的需求，并提供相应的绿色消纳认证。初期现阶段主要是以风电、光伏企业为主，条件成熟之后，可逐步扩大至符合条件的水电。在交易中心我们主要是以年度为主，月内的稍微少一点，但是我们也会根据用户需求以及实际面临的情况做月度和月内的增量交易。
电力凭证，是在以记帐式完成电力物理交割的基础上，我们给出的电力消费证明。除此之外，按照发改委对我们交易方案的复函，我们会会同电规总院的可再生能源消纳信息中心提供绿证的消纳，也是批量给交易平台一定的绿证，对应着不同的发电厂，我们会根据实际的消纳凭证把这个绿证转移到用户那儿去，产生实际的绿证。认证的时候还可以登录我们的交易平台，或者是可再生能源消纳的绿证平台可以进行查证，达到绿色证书转移的成果。
绿电主要是牵扯到了两个核心观点，第一个是环境权益的转移，第二个是实现了环境权益的溢价。9月7号第一批涉及到了13个省，22家电力用户，其中牵扯到的电力供应商有155家，在国网体系内达成交易68.98亿，大用户主要是外向型的企业，比如宝马、巴斯夫、科创、万国数据。交易价在原有的中长期平均价格，或者是发电厂属地的燃煤基准价上上浮在1-3分钱，即产生了环境的权益。

【问答环节】
Q：上海的企业买新疆光伏项目发的电，电流交易和证书交易是怎么完成的？
A：牵扯到两个环节，首先是电力交易，在跨省交易和省间交易的组织过程中，在国网区域内是由北京电力交易中心进行组织，在组织的过程中如果牵扯到了新疆和上海，新疆的发配企业和上海的用户会通过北京电力交易平台上进行申报。现阶段因为政策上的限制，我们在省间进行用户直接交易的试点只有颖东，也就是从西北送山东的一条直流上实现了用户的直接交易。
在首批绿电交易时实现了宁夏的绿电送到上海，用户的报价意愿的体现主要是：首先在上海电力交易中心平台上进行购买的申报，包括了量、价等，形成一条曲线，由上海电力公司替代他在省间平台上完成购电，达成了交易之后，以边际价格出清形成了量和价。
在发电端产生的电流可能实际上并没有流到上海，但是按照记账凭证，发用多少是完全匹配的，因此也通过记帐式完成了绿电的转移。我们交易中心会发名为绿证消纳证明的凭证，实现了物理上的电力交割和绿证的转移，在此基础上我们跟水规总院联合，会把水规总院的绿证通过我们实际的消纳凭证进行转移，完成了电力的消纳和环境权益绿证的转移。

Q：绿电交易的时间周期是怎么确定的？
A：现阶段组织的第一批是本年度和多年的，根据实际情况我们会开月内交易和月度交易。为了稳定市场的预期，会定期开设包括了月内和月度交易。年度交易一般会在每年的11-12月份组织明年的交易。我们后期也会按照用户的需求相对组织，保证每月有绿色电力交易开设的情况。
比如在第一批完成之后，也组织了山西绿电交易，月内直接组织的，11-12月份，明年还会继续。涉及到物理交割，唯一的要求是提前开展。

Q：提前开展的意思是买卖双方有一个意向性的询价吗？
A：现在售方和购方都可以在e交易平台上自我匹配。但是在省间，由于交易的成本比较高，完成的是集中撮合。在省内沟通成本较低一点，一般是双边。在网站内做一些预先的询价或者撮合之后，再进行集中的售卖

Q：价格是有指导价还是根据供需情况来决定的？
A：第一批确实没有指导价格，都是大家双边谈的，当然也不排除有政府价格的指导的作用。肯定是市场化形成的。

Q：是否根据半个月总共有多少撮合或者预约的集中搞一次？
A：现阶段绿电的交易做了几亿或者是几十亿，而我们一年的市场化交易电量3、4万亿的规模上，所以绿电规模交易规模相对非常小。如果后期形成了大规模用户群，可能会按周、按月定期开始。

Q：可以做到日交易？
A：按照中长期的要求必须提前三个工作日完全交易。每15分钟一个平衡点的要求，属于现货的范畴。

Q：现在绿电的提供方是否完全来自于超出国家额定保证电量的那部分？
A：这是两个概念，那是利用补贴的范畴，此次要参与市场化的绿电交易的这部分是平价电。。

Q：后续会纳入这些带补贴的电量吗？
A：估计会，但是这个也需要国家政策的进一步明确，如果纳入能缓解一下国家补贴的压力。

Q：绿电交易价相对之前市场电溢价能有多少？
A：之前的市场交易并不涉及到绿证的转移和环境权益的转移，仅仅是电能量的转移。环境权益差不多是在3.27分/每度电的溢价，基本上是超过了当地燃煤标杆的基准价或者是超过了原有平价项目被电网保障性收购的价格。每个省溢价的高低不同。

Q：是否会有更多相关的高能耗企业参与进来？溢价是否会提升？
A：涉及到了几个市场的衔接问题。能耗双控方面，从国家发改委的角度肯定是有所考虑，会造成溢价的进一步提高，因为他的价值可能体现的更多。碳关税可能造成我绿色电力交易的环境价值进一步提高。

Q：有没有看到一些高耗能企业有绿电需求？
A：现阶段应该还没有，因为现阶段的高耗能企业对电价相对比较敏感，且几个市场现阶段衔接程度不足。

Q：这几个市场要衔接起来的话，主要存在的困难是哪方面？
A：主要可能还是在国家层面上的协调。因为碳市场在生态环境部，绿电交易在国家发改委。现阶段主要考虑的是不让用户重复性的进行碳排放的消费或者是支出；新能源发电侧，我们认为他的环境权益只能卖一次。

Q：绿电交易是可以促进未来跨省的交易吗？
A：现在的跨省交易已经正常开展了，绿电交易这些电在省间市场确实比较小。

Q：电源端电的质量差别大，需不需要把他标准化参加进入交易市场？
A：用的电无差别。发电侧动力来源不同，但是并网的时候是完全按照统一标准才能入网。

Q：水火风光所对应的调峰、调频的需求是不一样的，所以电网的成本差别是很大的，这块的差异怎么区别？
A：不管是调峰服务还是调频服务，都会在辅助服务市场里体现他的价格。

Q：未来绿电和服务辅助市场是否可以打通？
A：这个市场是分开的，即使不牵扯到绿证的转移，他在市场上也是需要这些辅助服务的。风光水，甚至煤电自己之间也有辅助服务市场，并不影响绿电的运营个人感觉并没有互相交叉。

Q：电网无法承受消纳成本的时候，可能消纳量就会下降，辅助服务就会增加，是否可以这么理解？
A：目前煤电仅仅靠他的电能量价格并不能反应出煤电机组对电力供应做出的贡献。因此如果推好了辅助服务市场，反而会提升煤电机组甚至是燃气机组的收益。

Q：并不会涉及到实物电流的交割，只是做了双边记账，可以这样理解吗？
A：有实质上的电流转移，但是不能保证说新疆的A电厂发出去的电必然是上海B用户在上海用到的。但是能保证你发出的这度电肯定被消耗掉了。

Q：国网专利的区块链技术是用到这个地方吗？
A：对，因为电力电量实时平衡，保证了两边肯定是对齐的，在此基础上我们用区块链技术保证了他的权威和唯一性。

Q：如果高耗能企业是一个外向型的企业，买了国内的绿证，如果未来欧盟那边涉及到碳关税，绿证欧盟那边认可吗？
A：绿证是国家授权水规总院的可再生能源信息管理中心发的，至于他在国际社会上认不认可，无法解读。

Q：现在交易中心全国有几家？
A：在国网有一个区域交易中心——北京电力交易中心，下面对应有27个省级电力交易中心，省内的交易他们自行组织，跨省间的交易都会放在北京电力交易中心组织。在南网有一个广州电力交易中心，也是国家级的，负责南方电网区域内的5个省交易的组织，南网5个省有5个电力交易中心，其中云南是昆明电力交易中心。除此之外，蒙西电网有一个交易中心。因为绿色电力交易涉及到了环境权益的溢价，我们会对他进行一个严格的规范，包括他开设的审批，按照国家发改委的批示，还是由北京电力交易中心进行统筹。在开设时会认定这笔交易开设的时候是不是满足准入条件，在真正实际结算的时候，结算单我们全部都要收齐，由我们统一进行绿色电力交易凭证的发放，我们给各个省的交易中心，各个省的交易中心再给用户。绿证也是由北京电力交易中心统一跟可再生能源信息中心进行划转，我们划转到手里之后进按照结算单行分配。广州是统筹南方电网区域内的，也可以从可再生能源信息中心拿到绿证。蒙西独自做他们内部的电力交易。各自都按照同一个流程或者是同一个交易规则。

Q：他们的频率、交易周期跟北交所也是一致的吗，还是有自己不同的安排？
A：现在绿电交易的组织方案和北京电力交易中心编制的绿色交易的交易细则都得到了发改委的批复和备案，在此基础上，各个交易所都是在这个基础下进行交易的组织，具体开设的时间现阶段还没有进行完全的要求，但整体来说是各自组织，但是北京电力交易中心统筹。北京电力交易所和广州交易中心在细节上可能略有差别，但是整体不会有太大的变化。

Q：首次绿电交易广州有开吗？
A：开了，做了10亿左右。

Q：需求端和发电端时间上是匹配的吗？
A：总量是一致的，时间上匹配不上。现在是电量匹配，电力并没有匹配，后期要匹配上。

Q：什么时候用多少度电，这种会细化吗？
A：现货市场上每15分钟一个记账点进行实物的交割，全天96个记账点。

Q：这次相当于一个年度交易？
A：对。

Q：现在的绿电交易应该是三方签订的，能不能够保证到用电企业为绿电做支付的3、4分钱实实在在的通过电网转移到新能源企业的手上？
A：电力市场的结算过程会形成电子合同，电子合同在购售双方。在月结算的时候是由各交易中心出具结算单，电厂收多少钱是严格按照实物交割的电量和合同约定的价格进行的，产生偏差的结算价格这些都有明确的要求。这个问题肯定不存在，因为购售输三方都有明确的权利和义务。

Q：是否会多给3分钱，但是在其他上有一些调整和抵押？
A：发电企业发了多少度电的合同是很清晰的。交易中心会出具结算单，这个结算单是独立出来的，虽然钱最终是由电网公司支付的，但是他唯一的结算依据只有交易中心出的交易结算单。

Q：现在用的是网电合一的模式，这个模式可能在物理上会受到通道的限制，未来绿电交易的规模会不会受到影响？
A：大家不买绿证应该是其在国际的认证方面或者是体验感方面不是很强。由于电力系统的电力电量的实时平衡，我们通过双边记账的方式实现了实物交割和物理消纳，在这种情况下交易中心给用户电力消费的证明，这样的用户体验感可能会更好。

Q：在现在的模式下，跨省的绿电交易的量上限会在什么位置？
A：跨省每年的市场化交易电量达到了近万亿，在此基础上按照国家要求有一些国家计划有限保障的供电的情况。我觉得上限不会有，而是在于供需。

Q：电网对于新能源消纳的问题，未来会怎么解决？
A：新能源消纳整体的国家政策很明晰。大规模并网情况下消纳的问题仅仅靠电网公司是不行的。可以通过配储能，包括建大型的储蓄电站。去年、今年新能源的消纳能力在97%以上，弃电率低于5%，按照国际惯例低于5%就认为是全额消纳了，因为毕竟有一部分是必然消纳不了。

Q：欧洲或者是美国有没有类似于我们绿电的机制来促进新能源电使用的机制？
A：我觉得会有，因为绿电消纳的概念是在国外传过来的。

Q：绿电交易在标准电价上面平均上浮1-3分钱，想问一下上浮是竞价的结果吗？在本身供应侧来讲，合同上会写是风电、光电还是水电吗？
A：对。现阶段，尤其是第一批形成的时候在省内是双边打成的，在场内进行报价。省间因为交易成本比较高，由上海公司代理上海的用户先进性报价，量和价形成需求曲线，然后在青海平价新能源比较多的地方，进行需求供应曲线的形成，两边形成一个出清点，形成边际价格出清。有没有政府引导不了解，但是从价格形成机制上来说肯定是市场化的方式形成的。

Q：1-3分钱电价偏高的一般是风电还是光伏？
A：现阶段应该是光伏的比例比较高，因为平价风电比较少。溢价水平还是看不同地区消费的承受能力，可能在广东用户的价格承受能力强，可能就会高一些，稍微中部的省份对价格敏感，价格会低一点。

Q：合同里面只写了总量，并没有定义电力吗？
A：对，但在省间是有电力的，因为用户是随机性的，很少像电解铝是一条直线。

Q：如果万国数据2022年8月份要消纳一千万度电，将来能被定义吗？
A：涉及到了两个问题，第一个是在电力市场购买电量的问题，这是属于电网责任的问题，这个合同是两方面的问题。断电一分钟是在用户跟电网签的那套供电合同里会有明确的要求。电是从电网里供应，电网和万国数据的供电协议里有明确的要求。

Q：能具体到一个月消纳多少，或者是一天消纳多少吗？
A：一天用多少电都可以分出来，只是按月形成结算单。每时刻的电力都对应上，这在现货市场上已经实现了，只是在某些现货市场还在试点。

Q：现货市场是每15分钟一记账对吧？
A：对。

Q：中长期一般是多长时间呢？
A：我们中长期的记账现在是日清，按天。

Q：现货波峰波谷价格是不一样的对吧？
A：对。

Q：绿电交易将来如果完全实施开的话，对现在的电网体系有什么变化吗，还需要做什么升级吗？
A：绿电交易作为在中长期体系内，其实对电力供应整个硬件体系或者是电网建设方面，我感觉没有太多的改造。新能源大规模的介入对现在建的一些电网侧的储能，新技术的采用这些东西会有一定的影响。

Q：现在绿电交易占整个新能源消费的消费能占多少，将来有目标吗？
A：在现阶段平价的新能源比较少，参与的积极性也不是特别高，这个还是要看供需比。现在全国新能源的销量也不超过一半，这种情况下不可能达到90%，我们绿电交易最终要发展到一个什么样的规模，跟社会的认可度、市场的衔接、溢价水平、国际的环境、碳关税等等都是相关的。

Q：现在绿电交易存在需求的主要是因为什么呢？
A：现阶段可能还是社会责任感高，或者对企业形象的树立等等有考量。

Q：溢价将来有可能变成零或者是变负的吗？
A：牵扯到新能源发生电力的成本是不是越来越低。