第一章 绿电交易机制

第一节 绿电交易制度

2018年11月15日，国家发改委、国家能源局下发《关于实行可再生能源电力配额制的通知》，提出对电力消费设定可再生能源配额。可再生能源电力配额是按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源比重指标，包括可再生能源电力总量配额（简称“总量配额”）和非水电可再生能源电力配额（简称“非水电配额”）。满足总量配额的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类；满足非水电配额的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。对各省级行政区域规定的应达到的最低可再生能源比重指标为约束性指标，按超过约束性指标10%确定激励性指标。

2019年5月10日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，提出建立可再生能源电力消纳保障机制，设定可再生能源电力消纳责任权重，按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重。通过消纳保障机制，激发本地消纳潜力，促进新能源省内消纳；打破省间壁垒，促进跨省区新能源交易，实现资源大范围优化配置。

2020年2月29日，国家发改委、国家能源局联合印发《省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲》，为各省级能源主管部门编制本地区实施方案作参考。

2020年5月18日，国家发改委、国家能源局下达《关于印发各省级行政区2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》，正式提出各省2020年可再生能源电力消纳责任权重。可再生能源电力消纳保障机制的建立及可再生能源电力消纳责任权重的确定，不仅为配额制实施提供了的保障，也为承担消纳责任的市场主体设计了责任权重。至此，我国配额制正式落地实施。

我国配额制是对可再生能源发电的市场份额作出强制性规定的基础制度，推动了风电、光伏等可再生能源电力的开发、消纳，是促进可再生能源产业发展的顶层设计。

根据《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（以下简称《通知》）。《通知》明确，对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。其中：

对集中式风电（含海上风电）、集中式太阳能发电（含光热发电）项目的上网电量，核发可交易绿证。

对分散式风电、分布式光伏发电项目的上网电量，核发可交易绿证。

对生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目的上网电量，核发可交易绿证。

绿色电力证书（简称“绿证”）是能源消费者做出可再生能源使用声明的凭证。绿证的产生是为了解决可再生能源电量的“身份证明”问题。绿色电力泛指可再生能源发电项目所产生的电力。绿电和绿证交易共同组成了我国的绿色能源消费市场。

绿证和绿电均能支持企业的绿色能源消费声明，但是“证电合一”的绿电比绿证更有公信力。可再生能源发电企业通过出售绿证获取环境价值收益，绿证的购买方则获得了声明权，即宣称自身使用了绿色能源。绿证交易并不依托于可再生电力的物理传递，是一种“非捆绑式”的交易方式。绿电交易在实现绿证环境属性价值传递的同时，通过将绿证与能源合同的捆绑，实现绿电生产消费的匹配性，将环境价值并轨到电力商品的供给、定价和结算。

配额制及与其互补的绿证交易能降低可再生能源交易成本，助力建设全国统一能源市场。一方面，通过绿证区分可再生能源电力的商品属性和环境属性，不仅有利于通过市场化方式促进绿电消费，实现绿证和绿电同步流转，还可以提供灵活的配额义务完成方式，有效促进可再生能源消纳；另一方面，有利于形成统一的市场化电价，实现可再生能源在全国范围优化配置。

根据《绿色电力交易试点工作方案》，我国绿电主要有两种交易方式：

一是通过电力直接交易方式购买绿电产品：初期主要面向省内市场，由电力用户（含售电公司）与发电企业等市场主体直接参与，通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式达成交易。

二是向电网企业购买绿电产品，电力用户向电网企业购买其保障收购的绿电，省级电网企业、电力用户可以以集中竞价、挂牌交易等方式进行，省级电网公司也可统一开展省间市场化交易再出售给省内电力用户。

市场主体参与绿色电力交易的市场成员包括发电企业、电力用户、售电公司等市场主体，以及电网企业、承担可再生能源发展结算服务的机构、电力交易机构、电力调度机构、国家可再生能源信息管理中心等。

参与绿色电力交易的发电企业初期主要为风电和光伏等新能源企业。绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内、以及主动放弃补贴的风电和光伏电量（以下简称“无补贴新能源”）参与交易。稳步推进已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量（以下简称“带补贴新能源”）参与绿色电力交易。

根据《绿色电力交易试点工作方案》，对于电力直接交易方式购买的绿电产品，交易价格由发电企业与电力用户通过双边协商、集中撮合等方式形成。对于向电网企业购买的绿电产品，以挂牌、集中竞价等方式形成交易价格。试点交易初期，按照平稳起步的原则，可参考绿电供需情况合理设置交易价格上、下限，待市场成熟后逐步取消。

具体规定如下：

双边协商交易方式下，购售双方自行协商确定绿电交易整体价格，并分别明确其中的电能量价格与绿色电力环境价值。

挂牌交易方式下，挂牌方确定绿电交易整体价格，并分别明确其中的电能量价格与绿色电力环境价值；摘牌方摘牌，则等同于接受绿电交易整体价格及其电能量与绿色电力环境价值分量。

集中竞价交易方式下，市场主体申报绿电交易整体价格，按照整体价格报价撮合法出清，以购售双方报价的平均值形成每个交易对的整体交易价格；再按以下原则将整体交易价格分解形成电能量价格与绿色电力环境价值：绿色电力环境价值统一取交易组织时国家电网公司经营区平价绿证市场上一结算周期成交均价，整体交易价格扣减绿色电力环境价值后形成电能量价格。

结算方面，绿色电力交易电能量与绿色电力环境价值分开结算：电能量以电能量价格，按照省间、省内市场交易规则开展结算。

绿色电力环境价值按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量（以兆瓦时为单位取整数，尾差不累计），以绿色电力环境价值结算，绿色电力环境价值偏差电量按照合同明确的绿色电力环境价值偏差补偿条款执行，由违约方向合同对方支付补偿费用。

同一电力用户/售电公司与多个发电企业签约，总用电量低于总合同电量的，该电力用户/售电公司对应于各发电企业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减；同一发电企业与多个电力用户/售电公司签约的，总上网电量低于总合同电量时，该发电企业对应于各电力用户/售电公司的上网电量按总上网电量占总合同电量比重等比例调减。

绿色电力具有电力价值及环境价值双重属性，其交易价格也包括电能量价格和环境溢价两部分，其中电能量价格对标燃煤基准价，环境溢价则为绿电实际成交价与所在省区电网企业收购价格的差值，主要根据绿电供需情况形成。根据江苏省、广东省电力交易中心公布的交易结果，对近两年两地绿色电力交易情况进行分析。2023江苏省绿电成交量为17.74亿kWh，交易均价468.58元/MWh，相比燃煤基准价高出19.84%，与2022年相比，绿电成交量增幅为91.99%，成交价上涨5.7元/MWh。2023广东省绿电成交量为15.63亿kWh，交易均价529.94元/MWh，相比燃煤基准价高出16.98%，与2022年相比，绿电成交量增幅为130.19%，成交价上涨16.05元/MWh。随着政策推动，各行各业对绿电的需求显著增加，绿电交易量逐年加大。由于绿电的环境溢价，绿电交易价格普遍高于煤电基准价，然而燃煤实际市场交易价相比基准价高出20%，因此在江苏、广东等交易试点省份存在部分时段绿电交易价格低于煤电交易价格的情况。同时不同地区绿电供需状况存在较大差异，也会直接影响绿电成交价格。从长远来看，建立一套完善、统一的绿电价格机制，将有助于用电企业有效地抵御绿电价格波动带来的风险。

第二节 绿电价格走势

短期看，电改下成本疏导机制逐渐疏通，同时叠加2023年全国电力供需总体紧平衡的情况，未来电价有望进入上行区间，受电能量价格波动，绿电价格也有望得到抬升。2023年各地年度协议电价均较基准价有明显上浮，多区域接近顶格上浮，电改下电价浮动区间走扩。以用电大省江苏、广东为例，2023年江苏电力市场年度双边交易加权均价467元/兆瓦时，与燃煤基准价391元/兆瓦时相比上浮19%，广东省电力市场年度双边交易加权价为554元/兆瓦时，较基准价上浮20%。

长期看，电力改革持续深化，助推电价顺畅传导。“双碳目标”顶层设计下，近年我国电力市场改革政策频出。2019年国务院常务会议决定取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，意味着我国告别实行15年的煤电联动机制，将过去执行“政府定价”的计划交易转为双方“协商定价”的市场化交易。2021年3月国家电网提出“着力疏导能源供应侧成本上升与需求侧成本较低的矛盾”，明示用电端成本未来将要进入上行通道，打破过去电价“只能下不能上”的政策导向。2021年6月，国家发改委在中国政府网提出我国“下一步要完善居民阶梯电价制度，使电力价格更好地反映供电成本”。受《关于进一步完善分时电价机制的通知》、、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等政策推进，我国电力市场化改革持续深化，各省陆续出台落实文件，我国电力市场迎来重大变革。预计未来电价机制传导将更加顺畅，进一步推动绿电上网价格波动区间扩张，稳定绿电盈利性。

第二章 银行授信建议

第一节 总体授信原则

光伏发电、风力发电等绿电是我国构建清洁低碳安全高效能源体系的重要一环。国家在“十四五”期间首次将包括光伏、风电在内的新能源定义为新型电力系统的主体能源，对其发展采取了强有力的支持措施，截至2023年9月底，全国光伏发电装机容量达到5.2亿千瓦，全国风电累计装机突破4亿千瓦，绿电在国家战略以及市场需求的共同作用下呈现出蓬勃的发展态势。因此，建议银行业对绿电产业采取“稳妥推进，适度支持，强化主体，严控风险”的授信原则，择优适度支持行业地位突出、政策支持力度大、经营管理规范、财务状况良好的绿电龙头企业；审慎支持合规手续齐全、项目自偿性现金流充足、可以落实第二还款来源的重点项目。

第二节 授信管理要求

跟踪我国电力体制改革进展，关注国家电力相关细分领域“十四五”规划情况，分析可再生能源电力配额管理办法、光伏发电最低保障收购小时数等政策实施对相关行业的影响。关注国家光伏发电等新能源标杆上网电价调整政策动态，关注国家可再生能源发展基金收缴及缺口情况，分析对行业盈利空间和发展前景的影响。择优支持纳入补贴目录、纳入国家保障性收购的优质项目。

建议银行业关注发电运营模式风险，如分布式光伏发电运营模式风险。对于分布式光伏发电项目，若采用全额上网模式，要关注项目是否列入财政部、发改委、能源局确定的可再生能源电价附加资金补贴目录，补贴到位的及时性，屋顶等资源的长期可靠性，设备品牌知名度与稳定性等问题；若采用自发自用、余量上网模式，要关注用电方生产经营的可持续性，屋顶等资源的长期可靠性，电费结算及补贴到位是否顺畅等因素。

密切跟踪绿电产业的政策导向、行业和技术发展趋势，准确把握信贷进入时机。对并网型光伏发电项目，应重点支持采用多晶硅光伏电池技术的项目，谨慎介入采用其他技术的项目。重点关注国家光伏发电市场环境监测评价红色区域，高度关注电网的消纳情况，对未取得并网批文的项目保持高度谨慎，并关注其并网风险。对海上风电场，要密切跟踪国家海上风电项目特许权招标和配套电网建设进展情况，综合评价、研究项目风险特征和贷款风险。高度关注区域电网瓶颈对风电项目上网影响，将配套电网建设到位、区域电网调峰能力充足、项目确实具备上网条件、电量销售目标市场有保障等作为贷款进入的前提条件，有效防范信贷风险。