首都绿电交易面临的困难有哪些？

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。

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.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。

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。

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。

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。

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。