近年来，我国绿色电力市场建设提档加速，绿电交易规模持续扩大，绿证核发也进入全覆盖新阶段。
日前，在《我国绿电交易现状及重点问题研究》专家研讨会上，多位专家就如何深化对绿电交易的认识、丰富绿电交易的内涵，提出了破解制约绿电交易发展相关重点问题的解决思路，建议加快构建电—碳市场协同体系，进一步提升绿色电力供给能力，激发绿色电力消费活力。
多举措激活绿电市场让消费“跑”起来
在“双碳”目标下，增加可再生能源消费已成为推动我国能源转型的重中之重。目前，我国可再生能源消费的主要方式包括绿证交易（证电分离）、绿电市场化交易和企业自建分布式能源电站等。
绿电交易作为一个新生事物，既承载着常规的电能价值，又承载着绿色环境价值。有序开展绿电交易对我国清洁能源发展具有重大现实意义。
“绿电交易作为绿色电力市场的核心机制之一，通过市场化交易手段，直接将可再生能源发电企业与需求侧用户连接起来，有效推动了可再生能源利用的规模扩大和绿色发展。”中国能源研究会理事长史玉波表示。
自2021年9月正式启动试点以来，我国绿电交易政策体系初步建立，绿电交易市场平稳起步，规模持续扩大，环境溢价不断提升。据2024年全国能源工作会披露，预计2023年全年核发绿证约1.76亿个，绿电交易电量累计达到611亿千瓦时，这两项数据分别是2022年的7.8倍和10.5倍。
然而，绿色电力市场在我国正处于发展阶段，如何完善建设绿色电力交易，还有很长的路要走。
史玉波指出，当前，我国绿电交易面临着四方面问题和挑战。一是绿电消费不活跃，二是电—碳市场体系协同效果不佳，三是绿证国际互认度不高，四是绿电交易制度体系尚待完善。
总体来看，我国绿色电力交易市场建设是一个长期的过程。“仍需激发绿色电力消费需求，推动用户积极参与绿电交易，鼓励国有企业、地方事业单位主动消费绿色电力。”北京电力交易中心副总经理庞博表示。
阳光时代律师事务所创始人、主任陈臻建议，绿色电力交易需加快构建电—碳市场协同体系。她表示，应加强政策协调，增强电—碳市场在目标任务、建设时序、引导市场主体行为改变等方面的一致性，打通电、证、碳数据信息互通壁垒，加强国内外机构研讨交流。
拓宽区域发展和省间交易让绿电“动”起来
目前来看，全国绿电交易市场整体呈现增长态势。
记者获悉，国家电网区域市场绿电交易逐年攀升。截至2023年11月底，北京电力交易中心累计成交绿电电量820.07亿千瓦时，其中2021年76.38亿千瓦时，2022年143.08亿千瓦时，2023年600.61亿千瓦时。成交电量中，光伏占比52.65%，风电占比47.35%。交易价格方面，环境溢价从2021年的3分/千瓦时上涨到2023年的6.5分/千瓦时。
南方电网区域市场也有类似趋势。数据显示，2023年以来，南方区域绿电交易电量81.2亿千瓦时，同比增长120%；绿电价格较煤电均价高出1.85分/千瓦时。
全国绿电交易整体势头呈上升趋势，各省绿电交易情况则各有不同。相较而言，经济发达地区的绿电交易更为频繁。据浙江省能源业联合会顾问、浙江省能源局原局长蔡刚介绍，以浙江省为例，截至2023年11月底，浙江全省发电装机容量1亿2893万千瓦，绿电交易量51.89亿千瓦时，超过了2022年全年绿电交易量。绿电交易用户的数量超过了1.2万户，较2022年增长了16倍。同时，这个数据还在持续增长中。
然而，区域间绿电交易情况差距较大，跨省电力交易面临一定的壁垒掣肘，绿电交易市场建设仍充满挑战。短期来看，绿电交易出现区域性差异，三北地区大量的绿电项目难以有效对接需求方，且资源富集区省内绿电交易尚不活跃。中国电力企业联合会数据显示，2023年上半年绿电省内市场交易量为213.4亿千瓦时，在省内市场交易电量总量的占比仅为1%。
“虽然我国新能源总量较大，但受新能源未全部入市、绿电省间外送积极性不高、省间通道空间有限等因素影响，参与绿电交易的电量规模并不大。”庞博对开展省间绿电交易提出建议，首先是进一步提升绿色电力供给能力，需求侧的资源要进行聚合化。其次是进一步激发绿色电力消费需求，鼓励新能源参与到市场中来，还要积极推进绿色电力消费核算认证。最后推动多级协同的绿电领域标准矩阵布局，交易组织要更加精细化。
广州电力交易中心党委委员、总会计师王鑫根认为，在绿电增供扩销方面，需要扩大绿电准入范围、鼓励省间绿电交易、营造绿电消费氛围；在畅通市场机制方面，需要完善绿证全生命周期管理、推动绿证在更大范围应用；在打通衔接机制方面，需要加强绿电与常规电能量市场衔接，尤其是加强绿电交易与常规电力中长期交易衔接，保障绿电交易与电力现货市场有序协调。
