11月24日，中央全面深化改革委员会第二十二次会议中指出，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。
在“双碳”目标的大背景和绿色电力需求日益高涨的驱动下，新能源发展必将迎来爆发期。绿电交易是我国电力市场一项重大的机制创新，开展绿电交易对新能源消纳、电力市场建设、高耗能产业发展等诸多方面都有积极作用。首批绿电交易试点启动之后，取得那些成效？存在那些问题？迎来哪些机遇？市场主体如何参与其中？与绿证和碳交易衔接如何？
（来源：北极星售电网 作者：七块钱）
2021年11月24-25日，由北极星电力网、中关村华电能源电力产业联盟联合主办的“2021年绿色电力交易线上研讨会”成功举办。在为期一天半的时间里，业内专家在绿色电力交易政策、现状、实践等多方面进行了解读和分享。
一、我国绿电交易现状与发展趋势
现状
据了解，目前我国用电企业绿色能源消费需求主要来自两方面：国内外政策要求和自发的环保意识。现阶段主要有外向型企业、需要作出绿色低碳能源使用承诺的企业以及国内上市公司。
今年9月7日，全国首次绿色电力交易试点正式启动，来自17个省份的259家市场主体踊跃参与，成交电量79.35亿千瓦时，成交价格较当地电力中长期交易价格增加3-5分/千瓦时。其中国网经营区内绿电交易参与主体有222家（67家发电企业、155家电力用户），总交易电量68.98亿千瓦时，绿电环境价值均价为3.73分/千瓦时，约2/3的用户签订了3-5年的长期购电合同。本次绿电交易中，浙江作为首批试点之一，共62家企业参与（其中售电公司32家），合计成交电量30074.5万千瓦时，发电企业上网侧成交电价425.3分/千瓦时。
问题
首批绿色电力交易组织完成后，市场预期良好，从绿电交易的组织情况看，成果超出预期。但是在取得的成绩之外也存在部分亟待优化的方面。
首先在用户方面，市场主体对绿电认可度和效力存在疑惑，限制了用户实际购买需求；其次绿电交易执行需进一步得到地方政府支持，9月绿电交易结算已完成，需加快完成后续绿证划转工作，满足市场主体取证需求；最后绿电交易面临电力市场重大调整后的不确定性，且亟需明确与其他政策的衔接。
趋势
随着燃煤发电上网电价市场化改革文件的下发，电力市场化进程不断加快，市场化交易规模不断扩大，新能源将逐步参与市场，成为重要的竞争主体。国网能源研究院研究员唐程辉先生在《我国绿色电力交易发展现状及政策解析》主题演讲中预测，燃煤发电市场化电价改革政策出台之后，电力交易价格全面上浮，可再生能源企业直接参与交易的绿电价格也会有所上涨，有助于推动可再生能源企业参与市场化交易及绿电交易。另外国家对高耗能行业采取一定限制措施，例如交易电价不受上浮20%限制，未来有可能会将能耗双控、高耗能企业电力交易与绿色电力挂钩，高耗能企业消纳绿电的需求将会增强，政策方面需要推动绿电交易与高耗能用电企业市场化交易，能耗双控、碳交易等政策有效衔接，例如高耗能企业购买绿电可在能耗双控、用能权等方面予以优先保障，消纳绿电的用户在核算碳排放时进行相应扣减等。
二、绿电交易与绿证、碳交易关系
绿电VS绿证
绿证是可再生能源发电量环境属性的证明，是绿色电力消费的凭证，是我国消费绿色电力的唯一凭证。绿证交易分为两种类型：强制配额交易和自愿认购。强制配额交易是对发电、售电或电力消费主体等义务主体设定配额目标，配额义务主体需购买绿证完成指标；自愿认购是社会公众、政府机关和企业均可自愿认购绿证。
截止目前全国累计核发补贴项目绿证约3097万个，累计认购约7.8万个。风电、光伏绿证平均价格分别为145、660元/个 。核发平价绿证约576万个，其中风电198万个，光伏378万个；累计认购45550个，其中风电27535个，光伏18015个，交易价格30~50元/个。
关于绿证与绿电交易的关系，水电水利规划设计总院专家艾琳在《我国绿色的电力证书交易及展望》主题分享中表示，绿证是可再生能源电力环境价值的证明，独立于物理电量之外，本质上是“电证分离”的，可以采用“捆绑”和“非捆绑”两种交易方式。绿电交易基于绿证开展，与国际上绿证与物理电量“捆绑”交易的PPA方式相似，实际上也是“电证分离”模式。随着我国电力市场完善，预计绿电交易将会更多采用VPPA方式。
绿电VS碳交易
碳交易和绿电交易是我国推进2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和目标的重要步骤之一。碳排放权交易是实现“双碳”目标的重要抓手，绿色电力交易是构建以新能源为主体的新型电力系统，实现“双碳”目标的关键路径。
会上，国网能源研究院企业战略研究所专家杨素作了题为《绿色电力交易和碳交易的关系探讨》的主题分享。杨素表示，我国碳市场的发展将进一步促进绿色电力交易，尤其是高耗能行业纳入碳市场后诉求更加强烈，进而会推动绿色电力交易机制的完善。目前，在华企业及供应商、我国出口型企业及部分提出碳中和目标的大型企业，为满足减碳目标，树立良好形象，绿电的购买需求快速增长。碳市场进一步凸显绿色环境价值属性。
另外未来石油化工、钢铁、水泥、电解铝等高耗能行业进入碳市场，用电碳排放也将核算在内，也会进一步激发绿色电力消费需求。
三、新能源企业和售电公司如何参与
11月24日，国家电网正式公布《省间电力现货交易规则（试行）》，其中提到所有发电类型和企业都可以参与省间电力现货交易，鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间现货交易，这对清洁能源大范围消纳，构建以新能源为主体的新型电力系统有推动作用。
如何参与现货
近年来，为缓解局部地区新能源消纳矛盾，我国陆续开展了一系列新能源市场化交易探索，电力现货交易就是其中之一。作为全国首批电力现货试点的山西和甘肃，电力现货市场的建设经验值得借鉴和学习。
山西省内电力现货市场实施“新能源优先、全电力优化”。将省内和外送用电作为电能量竞价空间，对全网电力资源进行统筹优化配置。新能源采用“报量不报价”的方式参与，申报预测发电出力曲线，优先参与市场出清、优先安排发电空间，全力保障新能源消纳。在山西2020年11、12月结算试运行期间，部分对规则理解较深的新能源企业（如华润、天润、中广核等）结算均价超过0.42元/千瓦时，新能源企业参与现货市场的积极性进一步提升。
甘肃是典型的高比例新能源电网，大唐甘肃发电有限公司销售事业部市场建设主管赵克斌在《新能源参与市场策略研究》主题分享中提到，新能源发电的随机性、波动性、间歇性加剧了现货价格的波动，影响系统可靠供应。新能源集中大规模投产后，由于系统灵活性不足，使得弃电率增加，会抬升辅助服务价格。
在曲线分解方面，赵克斌建议以日前短期功率预测分解新能源中长期曲线，并将“日前出清”改为“日前预出清”，以日内超短期功率预测曲线作为新能源中长期结算曲线。
水电绿色属性
除了现货市场能够有效促进新能源消纳，作为水电大省的四川，充分利用市场化机制挖掘水电消纳潜力，组织开展绿电交易（2021年叫风光常规交易）促进水电消纳。四川川能智网实业有限公司总工程师黄通勋在会上作了《绿电交易的售电公司参与方式及未来展望》的主题分享中提到，水电和风光电力相比更具稳定性，抽水畜能在扩大峰谷电价差后更具经济性，且比电池储能更具安全性；水电和核能比更经济；水电和气电比有相似的快速启动与调节能力，更环保、更经济；水电和氢能比更经济、更易获得，将来弃水电量制氢或许是绿氢的重要来源；水电将是清洁能源时代的稳定器和压舱石。
售电公司机遇
电力市场化改革持续深化，售电公司逐渐成熟，“三桶油”等传统能源企业加快布局新能源、电动汽车充换电等业务，需求侧资源、虚拟电厂、储能、分布式电源灯新兴市场主体不断涌现，加快形成发电侧、售电侧不断创新发展的多买-多卖格局。
未来的绿电市场，将会推动建立绿证二级交易市场，电力用户、售电公司之间可以通过绿证二级交易市场进行交易，对售电公司的业务拓展具有推动作用。同样也能引导售电公司推出绿色电力套餐，满足广大用户绿色电力消费需求。
在为期一天半的时间里，与会专家表达了同样的观点，未来随着电力市场、碳市场的不断深化，绿色电力需求将加快释放，迎来机遇的同时，也要加快绿电交易与绿证、碳市场、电力市场化交易等相关政策的衔接，协同推动绿色能源转型。
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