新能源交易迎变革，绿电交易冲先锋—绿电产业系列报告之四
绿电交易已施行，环境溢价明显。经历近十年的改革，新能源电价不断降低，光伏与风电分别由最初的标杆电价逐步进入市场化交易形成的“平价上网”时代。当前，新能源市场化交易主要分为绿电中长期交易、现货交易两大类别。根据多方文件说明，绿电交易特指绿色电力中长期交易，本文即以此类交易为分析重点，现货交易规则将在后续报告中分析。我国自2021年9月开始试点绿电中长期交易，而后交易规模逐渐扩大，现今我国绿电交易平均价格较当地燃煤发电基准价增加环境溢价约3-7分/千瓦时。伴随着绿电交易规则逐渐成熟，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》与《南方区域绿色电力交易规则（试行）》相继发布，本文将以上述2分文件为基础进行分析。
用户侧电价将处于上行通道，短期看新能源发电企业将受益，长期看新能源上网电价不确定性增加。用户侧购电价格形成机制：购电价格=绿色电力交易价格+辅助服务费用+输配电价+政府性基金及附加，其中影响未来电价趋势的将主要是“绿色电力交易价格+辅助服务费用”部分。调研显示，预计我国2021-2030年用户侧的电价将处于上行通道，分析新能源上网电价：短期来看，在新能源在不是主力能源阶段且其消纳良好的情况下，新能源发电企业分摊的辅助服务费用较少，新能源上网电价将上涨；长期来看，随着新能源占比逐步增加，辅助服务需求所产生的成本将转移至新能源电价之中，新能源发电企业收益呈现不确定性，其远期新能源交易电价将逐步趋同于燃煤机组发电边际成本。
银行需关注绿电交易的电量、电价、未来趋势三方面情况。当前绿电中长期交易占比仍然很小，但预计未来将占新能源总市场化交易电量的80%，因此中长期交易电量占比较高的电站盈利更为稳定。而近期绿电中长期交易平均价格与火电中长期交易平均价格基本一致，评估绿电交易相关项目时可以参考当地火电中长期交易平均价格。进一步分析表明，绿电交易中的购电用户在付出与火电基本相当的成本后，将实现电力能量与绿证双重获利，因此市场将驱动电力用户自主购买绿电，绿电交易电量将提升。但银行需注意新能源发电企业电价波动风险，甚至可能出现负电价。其形成原因为，新能源电站通过中长期交易锁定发电量，但某段时间出力不能满足合约电量，此时新能源电厂为避免违约惩罚，需从现货市场购买电量以满足合约要求。此时，若现货市场购买电量电价大于中长期合约电价时，新能源发电企业的发电价格即为负值，呈现出负电价。
本文给出了银行获得新能源企业上网电量与电价的方法。精确探知：通过北京电力交易中心/广州电力交易中心注册企业账号获得新能源企业真实交易的电量与电价；定性推测：①通过查询当地省份电网每月公布的代理购电工商业用户电价中的平均上网电价定性推测当地上网电价情况；②通过调研项目周边新能源发电厂电力情况了解消纳电量与电价。
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