2021年9月7日，中国绿电交易试点正式启动，来自17个省份的259家市场主体参与了本次试点，当日成交电量79.35亿千瓦时。首次参与绿电交易的所有市场主体都获得了一份绿证，详细记录了绿电生产、传输、交易全流程信息，且具备全国唯一性和权威性，实现了绿电全生命周期的追踪溯源。首批绿电交易完成后，多个地区又陆续开展新的绿电交易，绿电市场化进程正在提速。目前，广州、京津冀、浙江等多地已出台绿电交易规则文件、实施细则，在试点交易工作方案的基础上，对绿电交易方式及流程进行了细化，支撑绿电交易常态化开展。

由《中国电力行业年度发展报告2022》的数据显示，截至2021年底，全国全口径非化石能源发电装机容量为111845万千瓦，占全国发电总装机容量47.0%，比上年增长 13.5%；2021年，非化石能源发电量为28962亿千瓦时，比上年增长12.1%，达到超低排放限值的煤电机组约10.3亿千瓦，约占全国煤电总装机容量的 93.0%，绿色发电呈逐年增长趋势。

目前，我国绿电交易市场还处于初级阶段，随着市场的快速扩张，面临以下问题：

1、绿电交易市场机制不完善

我国还没有统一的绿电交易市场，绿电交易规则尚未统一，现有交易模式效率不高、责权不清。当前我国绿电交易主要采用两种交易模式，一种是直接交易模式，即电力用户（含售电公司）与发电企业通过电力直接交易方式购买绿电。另一种是认购交易模式，即由售电公司（电网企业等）代理电力用户，通过电网企业供电或代理购电的方式，与发电企业建立认购关系获得绿电的过程。

直接交易模式下，发电企业和用户在绿电交易市场通过双边协商、集中撮合等方式形成最终交易电价。这种模式中，大多数用户可以接受的绿电价格难以达到发电企业的价格预期，绿电供需交易电价匹配难度大，交易时间长，交易成本和交易失败率很高。在认购交易模式下，电网企业充当代理商的角色，与绿电用户同时作为绿电采购的市场主体，在履行消纳责任（市场主体购买绿色电力履行责任）时，部分应由其承担的消纳责任转嫁到了绿电用户身上，影响了绿电用户的消费活力。

2、企业绿电消费意识不强，绿电交易市场规模较小

首先，企业绿电消费观念相对滞后，清洁能源消费意识不强，对开展电能替代等绿电消费的倡导未引起足够重视。目前，我国进行绿电交易的主体大多是希望通过减碳行为在国际舞台上获得竞争力的国际化领先企业。数量更为庞大的聚焦国内市场的企业群体并未对绿电交易产生足够的重视与兴趣。此外，当前我国绿电交易仍以自愿参与为主，电力用户参与绿电交易的动力主要源自政府引导与价格信号。当价格上涨时，若政府引导未持续加强，电力用户的采购意愿很难提高。再者，享受补贴的存量光伏、风电项目需要放弃补贴才能参与绿电交易，获得环境溢价，然而，目前绿电的环境溢价相对较低，发电企业放弃补贴进入绿电市场的意愿较低。

3、跨省交易困难

我国绿电跨省交易受地理位置限制和交易机制差异等市场壁垒影响，交易难度较大。我国绿电资源（风能和太阳能）主要分布在“三北”这些电力需求较小的地区，而主要的绿电需求则位于经济社会发展需要大量电力支撑的东南沿海地区。然而，目前绿电跨区跨省交易的市场准入未充分放开，不同省区市场规则差异较大，跨区跨省绿电交易存在壁垒。此外，跨区跨省交易最终购电价格由市场交易价格、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成，由于跨省输电距离远，输电损耗高，这部分成本将由买方承担。购电越多，承担的输电成本越高，高耗电用户易对跨省绿电交易望而却步。

4、绿电市场交易机制与其相关市场的交易机制衔接不足

目前，我国存在绿电交易、绿证交易和碳交易三种促进能源绿色低碳转型的市场交易机制。其中，绿证交易是最早推出的，是指政府对企业的可再生能源发电核发绿色交易证书，绿色交易证书可以在能源企业间买卖，价格由市场竞争决定；绿电交易指在现有电力中长期交易框架下设立的可提供绿电消费认证的独立交易品种；碳交易是指将碳排放的权利作为一种资产标的，来进行公开交易的市场。这三类交易机制存在匹配度低、衔接不畅的问题。

首先，绿电交易与绿证交易在模式上存在冲突。绿电交易模式为“证电合一”，即国家可再生能源信息管理中心根据交易需要核发绿证，划转至电力交易中心，交易中心根据绿电交易结果将绿证分配至电力用户；而绿证交易的交易模式是“证电分离”，即实行自愿认购制度，绿证的销售不受制于绿电交易，可以在绿电之外的市场上直接购买。在双市场机制下，绿证既是绿电交易的唯一凭证又是可以多次交易的资源。绿电交易通过绿证，能够确保绿电从生产、交易到消纳的全生命周期都能够做到可追踪；而绿证交易获得绿证并不意味着企业实际消纳了对应绿电，证电关系混乱。其次，电力市场和碳市场的运行相对独立，绿电交易与碳交易缺乏衔接。目前用户购入电力按照统一碳排放因子核算碳排放量，并未将化石能源电力与绿电进行区分。电力用户使用绿电后，在碳交易市场核算碳排放时相关绿电部分依旧会按照化石能源电力计入，绿电对应的碳排放量减少没有体现。

针对上述我国绿电交易市场面临的问题，结合绿电交易市场的发展特点，我们提出如下建议：

1、构建绿电交易大市场体系，完善绿电市场交易机制

首先，建立全国统一的绿电交易大市场，设计全国统一的绿电交易机制，编制全国性绿电交易规则，形成具有高标准市场体系的新发展格局，进一步提升绿电交易市场的稳定性和灵活性。其次，设立全国统一的绿证管理制度，实现绿证的跨区跨省通用与追踪溯源；此外，适时建立配额制的强制绿电交易市场，为市场提供多样化交易模式，强化制度约束，促进配额主体履行义务，激励其参与绿电交易，提高绿电交易市场需求端的活力。最后，厘清电价、输配损害等计算规则，建立公平透明的绿电交易环境，打破电力资源的地方保护，促进绿电资源在全国范围内畅通流动。

2、供应端需求端协同发力，提升绿电消费意识、扩大绿电市场规模

在需求端，强化政策引导，通过培训、考核等方式提升企业绿色低碳意识，进一步激发绿电消费潜力。鼓励行业领先企业、国有企业等主动参与绿电交易，发挥模范带头作用，加快我国企业绿色能源消费与低碳转型发展。在供给端，除了风能和太阳能，将更多清洁电源纳入绿电范畴，形成绿电供给多元化。出台相应税收激励政策，加大政府补贴力度，激发市场主体活力。

3、完善环境价值转移机制，促进“电-证-碳”市场衔接

在绿电市场与绿证市场衔接上，统一协调证电关系，建立以电力交易为核心，绿证核发为辅的跨交易市场衔接机制，建立绿电交易与绿证核发的唯一对应关系，并加强认证监督，真正实现绿电从生产、交易到消纳的全生命周期追溯，使绿电购买者拥有唯一、确定的环境价值所有权，提高绿证的认可度。在绿电市场与碳市场的衔接上，加快建立统一规范的碳排放统计核算体系，利用绿证对企业用电来源进行追溯，区分绿电和化石能源电力，完善电碳之间的对应核算机制，在碳排放量核算中将绿电减少的碳排放量予以扣减，加强碳市场与电力市场交易平台的互联互通和信息共享，协同推动能源绿色转型。

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