历经多年摸索，当前，我国能源领域已形成绿证交易、绿电交易及碳市场交易三种机制并行的可再生能源电力市场交易格局，为推动我国可再生能源电力高质量发展作出了积极贡献。与此同时，由于我国可再生能源电力市场建设仍处于发展初期，目前还存在着运行机制不够完善、交易品种不够丰富、社会影响力有待提升等问题，亟待实现进一步完善提升。
（来源：中能传媒研究院 作者：伍梦尧）
从2017年我国首次开展绿证核发及自愿认购试点，到绿证、绿电交易成为我国可再生能源电力配额制的重要辅助手段，短短几年间，我国可再生能源参与电力市场交易从市场规模、交易方式到市场机制都发生了巨大变化。
据国家能源局公布的统计数据，截至2023年10月底，我国已累计达成绿电交易电量878亿千瓦时，核发绿证1.48亿个，绿电绿证交易规模稳步扩大。当前，推动可再生能源参与电力市场交易已成为我国积极推进能源绿色转型、保障风电及光伏发电等可再生能源行业健康发展的重要手段。
得益于国家持续、有力的政策支持，近年来，我国以风电、光伏发电为代表的可再生能源行业装机规模快速扩大，资源利用水平持续提升，实现了从小到大到强、从跟跑到并跑再到领跑的跨越式发展。
早在2006年，我国就通过了《中华人民共和国可再生能源法》，通过确定总量目标，逐步构建全额保障性收购、可再生能源电价、专项资金支持等政策体系，为我国可再生能源电力市场后续发展营造了良好的政策环境。其后，我国连续发布新能源新增项目年度上网电价政策，为加快推动风电、光伏发电行业技术进步、度电成本下降奠定重要基础。与此同时，我国于2016、2017年先后建立的风电投资监测预警机制和光伏发电市场环境监测评价机制，为促进行业健康发展、引导企业理性投资发挥了重要作用，护航风电、光伏发电行业持续保持高速、健康增长态势。2019年，我国可再生能源电力消纳保障机制正式建立，要求各省级行政区域的年度电力消费须达到最低消纳责任权重，为促进我国可再生能源电力健康发展、持续推进能源绿色转型提供重要政策保障。
当前，以风电、光伏发电为代表的可再生能源已成为我国新增电源装机的主体，持续保持快速增长态势。尤其2023年以来，风电光伏发电合计装机规模在年内连续突破7亿、8亿、9亿、10亿千瓦大关；全国可再生能源发电装机规模继6月突破13亿千瓦，在10月底再创新高突破14亿千瓦，达14.04亿千瓦。数据显示，截至2023年11月底，我国水电累计装机42134万千瓦，风电累计装机41283万千瓦，太阳能发电累计装机55762万千瓦，可再生能源发展潜力巨大。
与此同时，可再生能源行业也在经历成长阵痛。首先，快速扩大的装机规模在带动行业发展不断加快的同时，远超预期的发展速度也对中央财政带来巨大压力。统计数据显示，2016—2019年，我国可再生能源补贴缺口已分别达到1000亿元、1500亿元、2331亿元、3000亿元以上，且缺口仍在持续、快速扩大。为缓解企业现金流及中央财政压力，可再生能源行业亟需通过市场化手段缩小、解决财政补贴资金缺口。
其次，快速增长的、以风光为代表的可再生能源装机，具有很强的随机性、波动性、间歇性等特性，易对传统大电网的有序运行造成强力冲击。同时，以“三北”为代表的可再生能源富集区，禀赋优越而消纳能力有限，资源错配等问题对可再生能源可持续健康发展带来新一轮考验。
多重因素叠加影响下，电力市场交易被视为提升地方消纳能力、优化可再生能源电力资源配置的一条有效途径。然而，需要说明的是，在2015年左右，我国电力中长期交易的规则及交易方式主要是针对火电机组的运行规律、特性而设定，与可再生能源电力多少有些“脾胃不和”。于是，在国家发展改革委、国家能源局等相关部门的积极推动下，我国电力市场交易机制进行了多次革新，丰富市场交易品种，创新市场运行机制，为推动电力消费结构绿色转型奠定重要基础。
（二）我国逐步形成绿证、绿电、碳市场并行的市场交易格局
当前，通过市场交易扩大风电、光伏发电消纳能力，已成为全球各国推动绿色低碳转型的重要措施。近十余年来，我国持续推动电力市场机制创新，为可再生能源参与电力市场交易构建了越来越友好的发展环境。
2017年，我国可再生能源参与电力市场交易的第一种模式——绿证开始试行核发及自愿认购。尽管当时构建的只是自愿认购市场，作为可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，绿证完成了在我国能源领域的第一次亮相。
2019年，国家发展改革委、国家能源局联合发布通知建立健全可再生能源电力消纳保障机制，并发布了各省级行政区域需要承担的可再生能源电力最低消纳责任权重，明确自愿认购绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。自此，绿证作为配额制的辅助手段之一，由自愿认购转向强制交易，重要性及社会影响力快速提升。
伴随着风电、光伏发电项目补贴退坡速度的不断加快，“十二五”“十三五”交接之年，通过电力市场交易拓展新能源企业盈利空间的呼声愈发强烈。国家发展改革委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》中明确指出，“新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值”，鼓励风电、光伏企业利用绿电交易模式提升盈利能力，实现可持续健康发展。
在这种形势下，2021年9月7日，全国绿电交易试点正式启动，来自17个省份的259家经营主体参与了此轮交易，首批合计成交电量近80亿千瓦时，我国绿色电力交易的大幕正式拉开，由京津冀、浙、滇、粤等“零星”几地向全国蔓延。数据显示，2022年，我国全年绿证交易数量969万个，对应电量96.9亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。
历经多年摸索，当前，我国能源领域已形成绿证交易、绿电交易及碳市场交易三种机制并行的可再生能源电力市场交易格局。这三种机制，在政策目标、市场规则、参与主体等方面求同存异，为推动我国可再生能源电力高质量发展作出了积极贡献。
绿色电力证书是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。作为可再生能源电力消费的凭证，1个绿证单位相当于1000千瓦时的可再生能源电量，主要用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等。
目前，我国的绿证交易主要是依托于中国绿色电力证书交易平台及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展。伴随其核发范围及市场交易规模的持续扩大，绿色电力证书有望为提升我国风电、光伏发电等可再生能源消纳能力、推动行业健康有序发展作出积极贡献。
（一）我国绿色电力证书影响力持续扩大
伴随“双碳”工作的日益深入，近年来，我国持续加大改革力度，健全完善绿色低碳循环发展政策体系，引导能源领域加快绿色低碳转型。
为加快形成能源绿色消费观念，2017年，我国开始试行绿证核发和自愿认购制度，并于2019年将风电、光伏发电平价上网项目纳入绿证交易范围，进一步扩大绿证覆盖面。
数据显示，从2017年7月到2020年底，全国累计核发绿证约3017万个，累计认购数量约为6700个，认购率仅有0.02%，市场活跃度较为低迷。为提升绿证消费需求，2021年1月1日，绿证作为配额制的重要组成部分从自愿购买转为强制购买，当年即核发绿证876.6万个，交易数量61.3万个，认购率升至7%。尤其是2022年8月，《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》明确了绿证是可再生能源电力消费量认定的基本凭证，且原则上可以转让，有效刺激了绿证市场的需求和流动性，在2022年的最后5个月核发绿证近1400万个，是前7月核发量的2.1倍；绿证交易量达757万个，是前7月交易量的3.6倍。
2023年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》，进一步明确了绿证的权威性、唯一性和通用性，并实现了对可再生能源电量绿证核发的基本全覆盖，我国绿电消费的公信力持续提升，消费需求持续扩大，对于推动能源绿色低碳转型、营造绿色消费环境、加快形成绿色生产方式和生活方式，助力经济社会全面绿色低碳发展具有重要的现实意义。10月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》提出，分布式新能源装机占比较高的地区推动分布式新能源上网电量参与市场。
目前，我国绿证已纳入国际绿电消费倡议1（100% Renewable Electricity，简称RE100）的认可范围，在国际社会和跨国企业间的影响力不断扩大，对我国企业参与国际市场竞争形成积极影响。
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图1 我国绿证交易发展历程（2017—2023年）
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绿证交易市场规模稳步扩大
从2017年首次启动至今，我国绿证市场大体上经历了自愿认购、消纳责任履行、消费量核算三个阶段。
其中，2017—2020年是自愿认购阶段，绿证仅向中央财政补贴目录内的陆上风电及集中式光伏项目核发，认购价格由买卖双方自行协商或者通过竞价确定，但不得高于证书对应电量的补贴金额，绿证售出后相对应的电量不再享受补贴。在这一阶段，由于政府定价相对较高且经营主体自愿选择，只有数量极少的新能源企业会选择放弃补贴而改为通过绿证来获取收益。数据显示，2017—2020年，我国绿证的认购率不足1%，经营主体认购意愿不强，市场交易流动性匮乏，基本处于“有量无市”的冷清状态。
2021年1月1日起，配额制下的绿证交易开始实施，我国绿证市场也进入了消纳责任履行阶段。在这一阶段，除了能够作为补贴替代，绿证还成为可再生能源消纳责任的两种替代性履行方式之一，市场规模实现明显增长。需要注意的是，在这一阶段，购买绿证并非企业达到能耗考核目标的唯一途径，绿证的市场交易激励机制和强制机制没有出现明显优化。从实际成交数据来看，2021年，我国绿证年度交易量613000个，实现明显上升，但整体交易率仍然偏低，认购率仍为个位数，仅达7%。
进入2022年后，绿证市场进入消费量核算阶段，其重要性、交易方式等得到了一系列国家政策文件的明确认可，市场规模及经营主体积极性实现大幅提升。2022年8月发布的《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》明确，绿证是可再生能源电力消费量认定的基本凭证，有效刺激了绿证市场需求及流动性，2022年7—12月核发绿证数量达前7月的2.1倍，绿证交易量达前7月交易量的3.6倍。2023年《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》的发布，实现了对可再生能源电量绿证核发的基本全覆盖，进一步为扩大绿电供给、促进绿电消费奠定重要基础。
根据国家能源局公布的统计数据，2023年，我国预计累计核发绿证1.76亿个，是2022年的7.8倍，市场规模稳步扩大，供需两侧潜力加快释放，为推动经济社会发展全面绿色转型作出积极贡献。
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图2 我国绿证交易规模趋势（2017年7月—2023年9月）
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中国“绿色供应链”日渐成型
试点工作启动以来，我国可再生能源企业参与绿色电力交易积极性持续提升，市场规模稳步扩大。
据北京电力交易中心公布的2022年9—12月交易数据，在绿证交易刚刚启动的前四个月，平台共收到有效双边交易意向211笔，实现绿证交易数量145.43万张。其中，黑龙江和吉林为国家电网公司经营区域的绿证主要售卖省份，两省合计交易量在绿证总交易量中占比达到四分之三；江苏、新疆为国家电网公司经营区域的绿证主要购买方，两省合计交易量在绿证总交易量中占比达到了74%。
数据显示，在这一阶段，浙江成为参与市场企业最多的省份，共有32家发电企业与30家电力用户合计成交交易50笔，成交电量超3亿千瓦时；而作为绿证交易量最大的省份，“用能大省”江苏省一省的交易量在总量中的占比就超过了半数，达到52.52%，为76.39万张，充分展现了市场交易在优化电力资源配置、扩大可再生能源电力消纳空间方面的积极作用。
作为全国首批开展绿证交易的试点省份之一，江苏省的可再生能源绿色电力证书累计交易数量在2023年8月就已突破100万张，达100.6万张，交易规模位居全国首位。
从地区分布来看，苏州、无锡等地的交易规模遥遥领先。尤其是苏州，截至2023年8月，全市累计交易绿证数量19.67万张，占全省交易总量近五分之一，交易数量规模领跑全国。据了解，苏州市绿证交易市场规模领跑全国的主要原因，主要是其外向型经济特征明显，行业景气度受国外产业链要求和碳关税影响较大，因此企业对消费绿色能源表现出了强烈意愿。
当前，苹果、谷歌、可口可乐、飞利浦、台积电等全球知名企业已陆续作出可再生能源绿色消费承诺，并带动其上游供应链企业不断加入。例如，伴随苹果公司公开承诺100%使用可再生能源，截至2020年，已有来自24个国家的超100家主要供应商承诺，供应其产品或产线使用100%再生能源，有效加快了全球绿色用能转型。同时，国内“双碳”及能耗双控工作力度的持续加强，也激发我国企业开展绿色用能、绿色消费的积极性显著提升。
其中，出口型企业为满足海外市场对产品生产绿色属性的要求，会主动提升绿电消费比重，以提升全球市场竞争力。而国内产品制造商也会全面提高产业链上游环节及本环节中绿色生产零配件的比重，以满足市场及政策对产品绿色环境价值越来越高的要求。
据不完全统计，目前，我国已有超7500家企业参与绿电消费，范围涉及制造业、采矿业、黑色金属矿采选业等高耗能行业，电力、热力、燃气及水生产和供应业等能源行业，及金融业、批发和零售业、信息传输、软件和信息技术服务业等其他行业。伴随远景科技、隆基绿能、晶科能源、阳光电源、秦淮数据、远大集团等企业陆续加入RE100倡议，一条覆盖范围越来越大的中国“绿色供应链”日渐成型。
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我国绿证交易形成双边协商、挂牌、集中竞价等交易方式
总的来看，我国绿色电力证书交易可以分为绿证单独交易及绿电交易两种模式。据国家可再生能源信息管理中心提供的数据，截至2022年，我国广东、江苏、上海、北京以绿证单独交易为主，占比均超过本省绿证总购买量的55%；宁夏、吉林、河北、山东、辽宁以绿电交易为主，所购绿电绿证均超过本省绿证总购买量的85%。
根据《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》要求，当前，我国绿证交易主要可通过双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。由北京电力交易中心发布的《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）》，对交易方式进行了明确界定。其中，双边协商交易，是由购售双方自主协商绿证交易电量（电力）、价格、绿色电力环境价值偏差补偿方式等信息，通过绿色电力交易平台申报、确认、出清。挂牌交易，是挂牌方通过绿色电力交易平台申报交易电量（电力）、价格等挂牌信息，摘牌方摘牌、确认、出清。集中竞价交易，是市场主体购售双方均通过绿色电力交易平台申报交易电量（电力）、价格等信息，按照报价撮合法出清形成交易结果。同时，常态化开展中长期分时段交易的地区应按照相关规则，开展分时段或带电力曲线的绿色电力交易。
根据政策要求，享受中央财政补贴的项目绿证，在参与市场交易初期会主要采用双边协商及挂牌的方式，并尽快过渡到集中竞价方式。而平价、低价项目及自愿放弃中央财政补贴或中央财政补贴已到期的项目，则不会限制其绿证交易方式，交易所得收益归发电企业或项目业主所有。
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项目补贴与市场交易活跃度高度相关
当前，我国核发的绿证可以分为补贴项目绿证和无补贴/平价项目绿证两种类型，其中补贴项目绿证的价格明显高于无补贴/平价项目绿证，这也导致两者市场交易量出现较大差距。
根据中国绿色电力证书交易平台提供的数据，2022年，带补贴风电项目的绿证每日成交价格均价为201.1元/张，平价风电项目的绿证每日成交价格均价为44.5元/张；这一价格差距在光伏绿证上体现得更为明显，带补贴光伏项目的绿证每日成交价格均价为622.8元/张，平价光伏项目的绿证每日成交价格均价仅为48.5元/张。
价格上的巨大差距，导致两类绿证的市场活跃度出现明显差异。数据显示，2022年，我国补贴项目绿证交易量约为250万个，其中无补贴项目绿证交易数量约781万个，超过补贴项目绿证交易量的3倍。截至2022年底，国内绿证累计交易量约1031万个，其中无补贴项目绿证交易量占比76%，占据绝对多数。
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绿证交易国际公信力有待提高
近年来，国家相关部门相继出台一连串政策文件，明确将绿证作为我国可再生能源电力的消费凭证、从自愿认购转入强制市场，但我国绿证在国际市场仍存在权威性、公信力不足的问题。
究其原因，主要是目前绿证交易市场与碳交易市场在绿电环境溢价的方面存在重复计算的现象。两个体制之间还没能形成统一的电—碳市场计算标准，没能构建相对成熟的电—碳价格机制，导致碳排放成本无法顺畅传导至电价，既不利于我国电力体制改革的稳步推进，也对我国绿证走向世界造成一定阻碍。同时，我国绿色电力消费凭证、绿色电力交易凭证等地方性质“变种”绿证的大规模核发，也导致“一电多证”现象层出不穷，破坏了绿证的唯一性，使得中国绿证在国际市场未能树立足够的权威性和公信力，无法为我国产品出口提供可信证明。
绿色电力，简称绿电，一般指风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源电力。从本质上来说，可再生能源发电产生的电量与传统能源电量并无实质性差别。但在商品属性方面，由于可再生能源发电过程不产生或很少产生对环境有害的排放物（如二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等），属于零污染、零碳排放，且不需要消耗化石燃料，相较常规的化石能源发电更有利于环境保护和可持续发展，因此其电量天然具备绿色属性、拥有环境价值。
绿色电力市场交易是以绿色电力为标的物的市场交易，用电企业可以通过购买绿色电量获得相应的消费认证，以满足企业进行绿色电力消费的需求。通过绿证与能源合同的捆绑，将环境价值属性并轨到电力商品的供给、定价和结算之中，绿电交易能够实现绿证环境属性价值的传递，全面反映绿色电力的电能价值和环境价值。因此，对于买方来说，完成交易不仅是获得其购买的电力，更重要的是获得了绿色电力自带的环境价值。
当前，持续扩大绿电交易市场规模、促进市场机制体制创新，有助于进一步激发社会绿电消费潜力、培养绿电消费观念，为推动可再生能源健康有序发展产生积极作用。
（一）我国绿电交易市场稳步增长
尽管全国性的绿电交易市场直到2021年才正式启动，但实际上，我国关于绿色电力参与市场交易的探索早已迈出脚步。
早在2018年，我国首个绿色电力交易规则——《京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）》已开始实施。其后，又有浙江、云南、广东等多地陆续出台了地方性绿电交易试点实施方案，但交易规则一直未能在全国范围实现统一。2021年，国家发展改革委、国家能源局正式批复《绿色电力交易试点工作方案》，弥补了我国在这一领域的制度性空白，并为绿电交易在全国范围的启动奠定重要基础。
2021年9月7日，我国首次绿电交易试点正式启动，来自17个省份的259家经营主体参加了此次交易，合计达成交易电量79.35亿千瓦时。此次交易的成交价格并不统一，主要是通过双边协商确定，其中国家电网公司经营区域的成交价格较当时中长期交易价格高出3～5分/千瓦时。其后，国家电网公司、南方电网公司陆续发布了各自经营区域的绿色电力交易细则，对市场成员、交易方式、结算方式等进行了明确界定，为绿色电力交易试点的启动构建制度体系，以支撑风电、光伏发电等可再生能源更好地发挥绿色环境价值。
进入2022年，伴随《绿色电力交易实施细则》《关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》等一系列政策文件的渐次落地，我国绿色电力交易政策体系不断完善，市场发展更加稳健。
2023年，《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》两份文件在上半年率先发布，明确提出要推动补贴项目参与绿电交易，加强绿电交易与绿证交易衔接，统筹推动绿电交易工作有序发展。8月，重磅文件《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》正式发布，绿证核发范围从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展至全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目，基本覆盖全部可再生能源项目，并进一步明确了绿证的权威性、唯一性和通用性，对于推动能源绿色低碳转型、营造绿色消费环境、加快形成绿色生产方式和生活方式，助力经济社会全面绿色低碳发展具有重要现实意义。
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图3 我国绿电市场交易发展历程
国家能源局公布数据指出，2022年，我国新能源市场化交易电量达3465亿千瓦时，占新能源总发电量的38.4%，较2020年提高14个百分点。2023年，预计我国全年绿电交易电量611亿千瓦时，是2022年的10.5倍，实现交易规模稳步增长。
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绿电价格主要由市场供需情况决定
绿电市场价格，主要由电能量价格和环境溢价组成，这两部分分别体现了绿色电力的生产运营成本和环境属性价值，计算方式存在一定差别。其中，电能量价格执行燃煤基准价，环境溢价则是根据当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。简单来说，绿电的市场价格，并不是由政府直接确定，而主要是按照保障收益的原则，参考绿色电力供需情况，依靠市场化方式确定。
据北京电力交易中心提供的数据，目前，国家电网公司经营区域绿电的溢价幅度约为20.53～105.52元/兆瓦时，其中宁夏、福建、重庆、天津、上海、浙江、江西七地的成交价格相当于当地燃煤基准价上浮20%左右的水平。同时，电力供应紧张，也会在抬高当地火电交易价格的同时，带动绿电交易价格上涨。
从地区来看，当前，国家电网公司的平均绿电价格要比燃煤基准价每千瓦时溢价8分左右，南方电网公司的上涨幅度略低，每千瓦时溢价也要5～6分。
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两大电网公司绿电交易规则对比
2021年8月28日，国家发展改革委、国家能源局正式复函《绿色电力交易试点工作方案》，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。其后，两家电网公司分别开始了各自的绿色电力交易探索。
2022年5月25日，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》率先发布，对绿电交易的定义、规则、机制等进行了明确。2023年8月，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）》发布，根据补贴项目参与绿电交易的最新政策对实施细则进行了修订，为国家电网公司经营区域开展绿色电力交易提供了规则引导。
2023年2月，广州电力交易中心会同广东、广西、昆明、贵州、海南等南方区域各电力交易机构联合编制印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，为区域内绿色电力交易的有序运行提供了执行及操作指引。4月，《南方区域绿电绿证市场建设工作方案》出台，对绿电交易的规则和机制进行完善，进一步挖掘绿电消费潜力。
从两份文件来看，其相同之处在于都对绿色电力、绿色电力交易的适用范围、绿色电力市场参与方、交易方式、交易流程等内容进行了明确定义，同时对“优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与交易”进行强调，并根据经营区域的不同发展特色在多个细节体现差异。
历经两年探索，当前，国家电网公司、南方电网公司绿色电力交易运行机制日渐完善，交易品种更加丰富，支撑市场规模持续扩大，为推动可再生能源健康发展作出积极贡献。
表1 两大电网绿电交易规则对比
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其中，据北京电力交易中心提供的数据，截至2023年8月25日，国家电网公司经营区域绿电交易量478.6亿千瓦时，较2022年全年增长215%。同时，自2021年9月绿色电力交易试点启动以来至2023年11月中，南方电网公司绿电交易电量累计超过120亿千瓦时，并有望在2023年年底前实现全域电力现货交易。
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绿色电力省间交易与省内交易情况对比
从装机布局来看，我国风电、光伏发电多建设在资源禀赋好但经济水平相对落后、电力负荷相对较低的西北地区，与位于我国东南部的负荷中心出现区域错位。在这种情况下，大力发展绿色电力的省间及省内交易，成为缓解资源富集区与负荷中心的供需错配矛盾、优化绿色电能资源配置、推动资源优势向经济优势转化的一柄利器。
根据《绿色电力交易试点工作方案》《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》《南方区域绿色电力交易规则（试行）》等文件要求，我国开展绿电交易主要采用“省间与省内强耦合、批发与零售紧连接”的交易模式。其中，省间交易指电力用户或售电公司向其他省发电企业购买符合条件的绿色电力产品，旨在促进大规模资源优化配置。省内交易指由电力用户或售电公司通过电力直接交易的方式向本省发电企业购买绿色电力产品，旨在推动资源平衡。
近年来，我国能源主管部门及相关电网公司持续完善市场交易运行机制，为可再生能源电力参与市场交易构建了良好发展环境。同时，2021年11月，国家电网公司在开展跨区域省间富余可再生能源电力现货试点的基础上，编制并发布《省间电力现货交易规则（试行）》明确，通过市场化手段开展电力余缺互济、促进清洁能源大范围消纳，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易，对于促进绿色电力的开发和利用、推动我国能源结构低碳转型具有重要意义。
当前，我国可进行绿电省间交易的机构只有北京电力交易中心和广州电力交易中心两个区域电力交易中心，其他各省级电力交易中心仅可进行省内绿色电力交易，或将跨省区交易信息提交至北京或广州电力交易中心后由其统一组织开展。
自交易试点于2021年9月正式启动，我国绿电交易市场规模迅速扩大。其中，据中国电力企业联合会公布的数据，2022年，我国绿色电力省内交易量227.8亿千瓦时，超过2021年交易总量的36倍。
2023年11月5—10日，第六届中国国际进口博览会在上海召开。据国网上海市电力公司相关负责人介绍，本次进博会通过省间绿电交易的方式，从来自于安徽省的风电、光伏发电企业采购绿电800万千瓦时，覆盖了本届进博会展前、展中、展后期间的全部用电量，预计可减少碳排放约3360吨，也支撑进博会首次实现了100%绿电办展。
需要注意的是，目前，由于各省在开展绿色电力交易时会根据本省实际情况对交易品种、交易方式、交易流程、价格机制等详细规则进行调整，交易规则没有做到完全统一，在一定程度上阻碍了绿电省间交易的顺利开展，对绿电市场的长期持续发展已造成消极影响。
（三）我国绿色电力市场交易面临发展瓶颈
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不同交易方式之间缺乏有效衔接
伴随电力体制改革的日渐深化，我国绿证、绿电、碳排放权等电力交易形式快速发展，市场规模显著提升，为构建新型电力系统作出积极贡献。与此同时，由于我国可再生能源电力参与市场交易时间尚短，还未构建能够覆盖全国范围、包含所有交易方式的绿电市场交易顶层设计，导致不同交易方式之间缺乏有效连接。
例如，当前，我国还未建立相对明确的绿电权益流转认定和核销机制。电力市场中，还出现了一些电力交易品种“交易了可再生能源的电量，但未交易对应的环境权益”的情况，导致购售电双方以及电力交易平台对环境权益的认定存在差异，不利于绿电市场交易的顺利开展。
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绿电省间交易在机制、配套建设等方面还需进一步完善
当前，我国“统一市场、两级运作”的电力市场框架基本建成，形成了能够衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系，支撑电力市场化交易成为配置电力资源的最主要方式。与此同时，作为电力交易体系中发展相对较晚的一员，绿电交易目前还未形成顶层设计，省间、省内市场衔接存在一定阻碍。
在运行机制方面，我国绿电跨省跨区“点对点”交易渠道还未完全建立，交易品种及合同周期的灵活性有待提升，以更好地满足企业对绿色电力跨省区供应的迫切需求。
在配套工程方面，远距离输电的实现需要依靠远距离大容量输电能力及电网调峰能力的提升，需要企业投入更多精力开展电网相关技术攻坚才可能实现技术的持续升级。不仅如此，加快特高压输电工程建设，为绿电远距离输送搭建桥梁，也已成为加快绿电省间交易发展的关键。
近年来，为了严格控制碳排放总量，能够通过多种形式的市场经济手段帮助排放主体实现减排目标的碳排放权交易（简称“碳交易”），已成为全球各国应对气候变化的一条重要途径。
碳交易，指的是由政府确定碳排放总量目标及各主体碳排放配额，再由排放主体通过市场交易调整碳排放配额余缺，以达到总量减少目标。根据《碳排放权交易管理办法（试行）》的要求，当前，我国碳排放配额分配是以免费分配为主，小部分为有偿分配（主要是拍卖分配）。生态环境部会根据国家温室气体排放控制要求，综合考虑经济增长、产业结构调整、能源结构优化、大气污染物排放协同控制等因素，制定全国及各省级行政区的碳排放配额，再由省级生态环境部门向本地区内的重点排放单位分配年度碳排放配额。
早在2011年，我国就曾在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等七地开展碳交易试点工作。2013年6月18日，深圳碳排放权交易市场在全国七家试点省市中率先启动，其运行经验为其他地区开展碳市场交易提供了有益参考。
作为强制履约市场，碳市场的政策约束性远高于绿证及绿电交易。自2021年1月1日重新启动以来，我国覆盖全国范围的碳交易市场已开展两个履约期。第一个履约周期自2021年1月1日开始至当年12月31日共运行交易日114个，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元，履约率约为99.5%。其运行显著提升了企业碳排放管理意识和能力水平，其中2020年各类燃煤机组实际供电碳排放强度较2019年降低5%～13%，实际供热碳排放强度较2019年降低7%～12%。当前，第二个履约期的清缴工作已临近尾声，共纳入发电行业重点排放单位2257家，年覆盖二氧化碳排放量超50亿吨，截至11月15日履约完成率超过95%。
（一）我国碳市场分类
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碳排放配额（CEA）
碳排放配额（即CEA，Carbon Emission Allowance），简称碳配额，指国家分配给重点排放单位的规定时期内的碳排放额度，是碳市场的主要交易产品。
目前，我国碳市场还处于发展初期，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空八大重点行业被纳入碳排放权交易的范围，而被纳入全国碳市场体系的只有发电一个行业。为保证碳市场健康平稳有序运行，生态环境部于2023年3月15日发布《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》（以下简称《配额方案》），明确了配额发放、调整及清缴履约等管理流程，为相关主体如期实现目标提供有益引导。
据了解，由于2021、2022年我国碳市场建设刚刚起步，碳排放核算核查水平及数据质量监管能力尚待提升，碳排放数据存在一定不确定性。为了更好地保证配额分配总量符合预期目标，《配额方案》采取了“事后分配”的方式，即在2023年才对2021、2022年度的碳配额进行明确分配。同时，配额缺口率在10%及以上且确因经营困难暂时无法完成履约的重点排放单位，可向省级生态环境主管部门申请预支2023年度部分预分配配额完成履约（预支部分会在2023年度配额核定清缴环节进行等量抵扣），但预支量不能超过年度配额缺口量的50%，且不可用于交易、抵押等其他用途。
实践证明，这样的分配方式能够更加精准地把控配额分配总量和行业总体减排力度，既不会因为分配总量收缩过紧造成行业减排负担过重，也不会因分配总量过于宽松导致碳市场无法更好地发挥促进减排的作用。
尽管目前我国碳配额份额的分配仍以免费为主，实际上，已有多个地区开始探索有偿分配。例如，早在2015年，广东省就曾组织过2015年度的碳排放配额有偿竞价发放，并最终以统一成交价16.1元/吨完成全部30万吨的2015年度配额竞拍。2023年11月，上海环境能源交易所也组织了两场上海碳排放配额有偿竞价，并在第一次有偿竞价中，实现有偿发放总量100万吨，总成交金额达6751万元。此外，湖北、北京、天津等多地也都进行过地区性碳配额拍卖探索。
数据显示，截至10月25日，我国碳市场碳排放配额累计成交量3.65亿吨，累计成交额达194.37亿元人民币。按照规划，未来，伴随我国碳市场数据质量及制度的不断完善、管理水平逐步提升、数据获取时效性和准确度提高，我国碳市场也将由“事后分配”逐步转为“事中分配”或“事前分配”，有助于经营主体尽早明确预期，有更充足的时间完成碳配额履约。
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国家核证自愿减排量（CCER）
国家核证自愿减排量（即CCER，Certified Emission Reduction），即中国核证减排量，指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。CCER交易，就是控排企业向实施“碳抵消”活动的企业购买可用于抵消自身碳排放的核证量，是全国碳排放权交易市场的关键补充。
早在2009年，我国就曾启动CCER交易规范性文件的研究和起草工作，并于2012年印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》两份文件，确定了CCER的交易机制及项目工作流程。2015年，国家发展改革委上线自愿减排交易信息平台，允许签发后的CCER项目进入交易所交易。然而，由于这一阶段CCER市场建设尚处于探索阶段，市场运行中出现了温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题，导致项目备案申请签发工作于2017年3月停止。截至此时，我国CCER备案量约为5288万吨二氧化碳当量。此后，尽管国家自愿减排交易注册登记系统于2018年5月恢复运行，但直至今日，增量项目的备案申请一直处于停滞状态。
在碳市场体系中，CCER是CEA的重要补充，能够为控排企业完成碳排放履约时提供更多选择。自2021年2月1日起正式施行的《碳排放权交易管理办法（试行）》明确规定，“重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量（不得来自纳入全国碳排放权交易市场配额管理的减排项目）抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%”。
从履约形式和减排主体来看，CCER与CEA存在明显区别。CEA是强制减排市场，以碳配额为交易对象，相关主体必须完成履约指标。而CCER则为一种市场化激励手段，交易对象为风电、光伏、沼气、林业碳汇等低碳绿色项目产生的自愿减排量，相关主体可以将项目减排量通过市场交易实现环境价值变现获得经济收益，可以看做是碳市场框架体系下对自愿减排主体的补偿和奖励。
表2 CEA与CCER规则对比
资料来源：根据公开资料整理
10月，生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，围绕自愿减排交易的各关键环节和参与主体，规定了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，被业内认为是我国CCER市场即将重新启动的信号。而生态环境部新闻发言人也在生态环境部例行新闻发布会上明确表示，力争于2023年年内尽早启动全国温室气体自愿减排交易市场，以有效发挥市场机制对控制温室气体排放、促进绿色低碳技术创新的重要作用。
当前，我国碳市场已启动两轮。截至11月底，第二个履约期的总体配额履约率超过95%，上海、海南、青海等多地已提前完成清缴履约工作。
表3 我国两个碳市场履约期运行机制对比
资料来源：生态环境部
从运行机制来看，第二个履约期基本沿袭了前一次的总体框架。例如，两次碳市场的履约周期均为两年，配额分配的覆盖主体同为电力行业，市场运行采用强制市场的履约机制且以碳配额为交易标的。在抵消机制上，重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵消碳排放配额，但比例不得超过应缴配额的5%。
同时，在第一个履约期探索、实践的基础上，第二个履约期在配额分配的年度划分、基准值、修正系数、履约方式等方面对部分细则进行了优化，以压实企业降碳责任，加快推动电力行业绿色低碳转型。
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碳市场交易出现明显“潮汐效应”
数据显示，全国碳市场第一个履约期碳排放配额累计成交量1.79亿吨，其中临近履约的11—12月合计成交量占比就达到了82%，市场交易分布呈现出明显的“潮汐效应”。
出现这一情况，主要是因为在我国碳市场第一履约期启动之时，企业对碳市场交易的框架及交易形式等了解还不够充足，导致市场观望情绪严重，企业“惜售”心理强，在一定程度上导致部分控排单位临近年度履约期结束才开始集中交易，使市场呈现出了年中冷淡、年尾火热的明显差异。
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碳市场交易体系有待进一步完善
当前，我国碳市场交易的第二履约期已临近尾声，经过两轮实践，碳市场运行机制逐步完善，市场规模明显扩大，但仍存在覆盖行业有限、交易品种不足等问题。
首先，目前我国碳市场仅包含了来自发电行业的两千余家企业，同属高碳排放行业的水泥、钢铁、石化、化工等行业并未纳入其中，碳市场覆盖范围还有不小的扩大空间。而以国有企业为交易主体的市场结构，也导致全国碳市场的活力稍显不足。
其次，无论是我国碳市场发展所处阶段还是国家下发的多个“双碳”政策相关文件中，都要求碳市场运行机制中增加更多的交易方式和交易产品，以加快全国碳市场的市场化进程。例如，目前我国碳市场仅纳入了发电行业，且配额全部免费发放，市场参与主体和产品均有待进一步丰富。同时，引入碳期货、碳期权等金融衍生品，能够进一步加强市场的价格发现功能、提升市场活跃度。
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价格波动无法充分反映市场信号
目前，我国碳市场的碳配额分配方式仍以免费分配为主。这一方式对企业的成本冲击相对较小，但无法充分反映碳配额的经济价值或企业的减排成本，难以充分体现碳价格对市场的引导作用。未来，还需逐步引入有偿分配制度，以凸显碳市场的引导作用，进一步完善全国碳市场制度体系建设。
同时，据不完全统计，当前大宗交易在我国碳市场中的占据绝大多数。其主要通过集团内部的配额调配、不同控排企业之间直接洽谈或居间磋商的方式实现，交易过程不够透明，会在一定程度上增加交易成本，同样无法充分反映碳配额价值或企业减排成本。
与我国相比，美国、欧洲等地区的可再生能源行业发展相对较早，绿电交易市场发展更为成熟。
作为世界上最早实施可再生能源电力配额制的国家之一，早在1993年，美国联邦环境保护局就为执行一项要求联邦公共机构采购可再生能源电力的总统行政令引入了绿色电力证书制度，并于2000年完成第一笔自愿交易。2001年，荷兰开始启动绿证交易。随后，绿证交易在日本、英国、澳大利亚等二十余个国家陆续启动。
在全球绿色低碳转型的背景下，近年来，全球绿电市场规模维持了较快增长。数据显示，2020年全球绿色电力市场规模超过3万亿美元，同比增长20%；2021年，全球市场规模增至3.5万亿美元，同比增长16.7%；2022年，全球市场规模进一步扩大至5.1万亿美元左右，同比增速近17%。其中，欧洲地区的绿色电力市场占全球比重位居首位，已超过半数份额；北美、亚太地区紧随其后，市场占比分别约为25%、12%，全球绿电市场呈现高度集中局面。
据业内预测，在2025年，全球绿电市场规模有望达到6万亿美元左右，年均增长率约为6%。
进入21世纪，欧盟、美国等发达经济体的绿色低碳转型需求日益强烈，提高风电、光伏发电等可再生能源电力的装机规模、扩大绿电使用量，已成为全球各国应对气候变化、推动能源转型的重中之重。
尤其是欧盟于2023年完全立法的碳边境调节机制（又称碳边境税或碳关税），征收范围覆盖了钢铁、水泥、铝、化肥、电力及氢等多个领域，要求针对其进口至欧盟或从欧盟出口的高碳产品缴纳相应额度的税费或退还相应的碳排放配额。这一法案生效后，导致这些产品的进口商须在进入欧盟时支付生产国碳价与欧盟碳排放交易体系中碳配额价格之间的差价，迫使相关制造企业努力降低产品制造过程中的碳排放量以降低出口成本。
历经三十年的探索与实践，当前，美国已形成可再生能源配额制强制市场与自愿交易并存、采购方式灵活多样的市场格局。其中，强制市场是各州政府在可再生能源配额制的基础上建立，要求其辖区内绿色电力供应商须在规定期限内提供一定比例的绿色电力供应量或完成规定装机容量，并进行监督考核。据了解，目前，美国执行强制配额制的29个州和华盛顿特区及2个附属地区均要求建立可再生能源证书交易市场，以保证资源匮乏地区的责任主体能够通过购买绿色电力或绿证来履行配额义务。可以说，强制配额制已成为美国绿证交易发展的有力保障。而自愿市场主要面向有绿电采购需求的企业或个人，使买方可以通过购电协议、购买非捆绑绿证、社区集中采购等更加多样化的方式满足绿电使用需求。
总体来看，美国、欧洲等地区的绿电交易发展主要呈现两个特征。
一是可再生能源发展规划与激励措施相结合扩大绿电消费市场。当前，丹麦、德国、英国等可再生能源起步较早的国家，通过多年实践均已形成较为完备、系统的法律法规体系和固定上网电价、溢价补贴、差价合约等财政激励措施，为拓展绿电交易市场规模构建可靠保障。同时，在《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）上，有116个国家签署了“全球可再生能源和能源效率承诺”，同意到2030年将全球可再生能源发电装机容量增加两倍，并将全球能源效率的年均提高率翻一番，为加快全球能源绿色转型提供有力支撑。
二是行政手段与市场机制相结合激发绿电消费潜力。行政手段，主要是以法律法规、行政命令等形式规定企业、机构、居民等市场参与者在能源消费活动中消纳绿电的比例，逐渐培养社会的绿电消费意识。市场机制，主要是通过市场化手段，以绿证为媒介、以电力市场和绿证交易市场为载体构建的绿电配额履约机制。可以说，当前，强制市场配额与绿证交易“捆绑”发展已成为国际上广泛应用的、促进可再生能源绿色发展的途径，能够有效激发市场活力，值得我国借鉴参考。
作为生产制造业大国，我国重视绿色电力发展，积极促进绿色电力消费，一方面是为了推动我国经济社会转型升级，另一方面是为了满足国际市场要求，确保在全球供应链格局中保持领先地位。
因RE100在国际市场上享有较高认可度，当前全球很多国家都把能否取得RE100认可视为绿证可信度的标准。近年来，全球市场上公认的绿证标准主要包含GEC（Green Electricity Certificate，即中国绿证）、I-REC（International Renewable Energy Certificate，即国际可再生能源证书）和GO（Guarantees of Origins，即欧盟来源担保证书）。
需要说明的是，尽管我国绿证已被纳入国际绿电消费倡议（即RE100）的认可范围，然而RE100在其于2020年8月发布的《中国绿证报告》中指出，当前中国制度下绿证拥有的环境价值，存在与超额消纳量以及CCER所对应的环境价值重复计算的现象，不满足RE100对绿证必须拥有完全的环境属性的要求，因此RE100只能对中国绿证做有条件认可，企业想要所购买的中国绿证获取RE100认可须向RE100做出额外解释和证明，承诺其绿证所对应电量的环境价值没有被出售、转让或在其他地方被声明使用。2023年5月，RE100在其发布的技术导则中再次指出，企业如需要使用中国绿证，要购买可再生能源项目开发过的所有碳抵消量，并同时提交强有力的使用说明。两项文件的发布，导致我国绿证在国际市场可信度相对偏低。
同时，欧盟刚刚生效的碳边境调节机制，在一定程度上迫使我国出口型企业需采用清洁环保技术以降低生产过程中的碳排放，或直接承担额外的关税成本，抬高了我国出口至欧盟产品的整体成本，在市场竞争方面落入下风。然而，从另一个角度来看，这一机制也将有效提升企业绿电消费的积极性，激发我国绿电交易市场发展潜力。
自试点工作启动以来，我国可再生能源参与电力市场交易规模快速提升，覆盖省份持续增加，但仍存在总交易量中占比相对较小、覆盖面可进一步扩展等问题。
当前，我国绿电交易量在全国电力市场交易总量中占比较小，需求侧潜力还有较大释放空间。据中国电力企业联合会提供的数据，2022年，全国绿色电力省内交易量占全国市场交易量比重约为0.43%；2023年1—6月，绿电交易仅占全国总交易量的1%，存在较大增长空间。
目前，我国绿色电力交易周期以多个月或年度交易的短期交易模式为主，操作方式相对灵活。与其相比，中长期交易能够提前锁定电力资源的数量和价格，市场价格相对稳定，生产经营可预测性更强，参与者的风险控制能力相对更高，更有利于行业的健康有序发展。
建议我国绿电市场开展交易时，引导可再生能源项目签订长期购电协议，将与用户交易的周期逐步拓展至5～10年，以构建更有利于可再生能源发展的长效交易机制，为绿电市场及整体行业构建良好的发展环境及制度保障。
（三）加强绿电消费与碳市场、能耗“双控”等相关机制的联动
当前，我国建立了绿色电力证书、绿色电力市场交易、碳市场、能耗“双控”等多个相关制度，从不同角度全力提升我国能源发展的绿色水平，加快推动经济社会全面绿色低碳转型。然而，由于这些机制分别由不同的政府部门负责，在运行机制、核算标准等方面尚未完全打通，一定程度上提高了相关企业的运行成本。例如，绿证与碳市场对可再生能源项目环境溢价的重复计算，就导致我国绿证在国际市场上的公信力有所降低，抬高了我国出口型企业的“出海”成本。
因此，建议加强不同市场、不同运行机制之间的有效衔接，以降低企业运营成本，促进行业快速发展。
首先，推动绿电市场与能耗“双控”机制的互联互通，促进绿电、绿证交易相关数据纳入能耗双控计算机制，并在核算中予以相关扣减。在通过能耗双控强制性提升绿电权威性的同时，一定程度上降低企业运营成本，加快我国绿色转型升级。
其次，加强绿证、绿电、碳交易三个市场的有效衔接，加快构建适应电碳市场协同的制度框架体系，明确规则标准、协调机制，加强电碳市场数据互通互认，促进绿电对应碳减排量纳入碳市场配额核减，统筹利用强制市场与资源市场，逐步构建“证—电—碳”协调运行的考核机制。
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