据国家能源局数据，2023年我国可再生能源总装机达14.5亿千瓦，占全国发电总装机超过50%，历史性超过火电装机。我国绿电交易市场潜力巨大，普遍认为，随着交易试点的进一步扩大，我国绿电将迎来更大发展空间。

 

根据国家能源局发布的《绿色电力交易专章（征求意见稿）》，绿色电力交易是以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”），以更好体现绿色电力的环境价值。

 

绿色电力交易一方面将可再生能源发电企业与需求侧用户直接连接起来，有利于可再生能源利用规模的扩大；另一方面可帮助企业获得相应的绿色权益，提高其ESG（环境、社会和公司治理）表现和“出海”竞争力。

 

最初参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目。通过鼓励绿电交易双方签订多年期绿色电力购买协议，满足用户对绿色电力消费的需求，拓宽终端用户减排路径，推动绿色生产生活方式形成。

 

我国于2021年9月7日正式启动了绿电交易试点，国家电网、南方电网启动的首次交易就达成交易电量79.35亿千瓦时。之后，随着我国绿电市场建设不断深入，相关制度逐步完善，交易规模持续扩大。

 

但是，受新能源并未全部入市、绿电省间外送积极性不高、电—碳市场机制尚未打通等因素影响，目前我国绿电交易规模有限，市场化机制还不够成熟，主要面临以下挑战。

 

市场交易不够活跃。近年来我国新能源迅速发展，绿电交易呈上升趋势，中国电力企业联合会数据显示，过去3年全国绿电省内交易量呈倍数增长，2021年、2022年和2023年分别为6.3亿千瓦时、227.8亿千瓦时和537.7亿千瓦时。然而，我国绿电交易占市场总交易电量的比重仍然较小，2022年和2023年分别仅占市场总交易电量的0.4%和0.95%，市场活跃度整体不高。在供给侧，部分地方将新能源视为重要的优发电源，惜售明显，从而制约了新能源入市规模。在需求侧，受市场化价格机制不成熟等因素制约，加之绿电环境价值和绿色溢价的空间未真正打开，用户参与绿电交易的积极性普遍不高。

 

跨省区交易难度较大。根据相关政策要求，国内绿电交易采用“省间与省内强耦合、批发与零售紧连接”的交易模式。然而，我国绿电资源存在供需错配，太阳能、风能主要分布在“三北”地区，而绿电需求大多集中在经济发达且需要大量电力消费作为支撑的东南部沿海地区。由于新能源供给具有较强的间歇性和波动性，这给电力系统的安全稳定运行和新能源消纳带来了前所未有的挑战，加之跨省区输电距离较远，较高的输电损耗成本需由用户来承担，因此影响了高耗能企业的需求。此外，我国电力外送通道有限及相关交易机制梗阻等因素，也进一步制约了跨省区绿电交易的规模化发展。

 

电—碳市场协同力度不足。目前，我国绿电市场、绿证市场、碳市场尚不健全且相对独立，相关环境权益产品之间缺少有效衔接，绿电交易与可再生能源消纳责任权重政策、绿证制度的对接问题尚未解决。电—碳价格传导链条仍存在梗阻，以价格信号引导资源配置的市场化机制，以及通过碳减排激励约束机制推动产业结构调整、生产方式绿色转型的协同作用有待进一步加强。

 

与国际绿证的互认机制尚未落实。当前，我国绿证由于可追溯性不足、与碳市场协同力度不足等问题，导致其可信度和国际通用性受限。在绿电市场机制、可再生能源项目的环境价值评估机制以及碳定价机制等方面，与国际相比仍有差距。

 

作为国家层面统一出台的绿电交易指导性文件，《绿色电力交易专章（征求意见稿）》提出扩大跨省区绿色电力供给，满足跨省区绿色电力消费需求。对于绿色电力交易、省级交易规则、跨省交易等相关规定，建立灵活的合同调整机制，按月或更短周期开展合同转让等交易。这为推动我国绿电市场高质量发展提供了制度保障。