日前，《内(nei)蒙古电力市场绿色电力交易试点方案》获国家发展改革委和国家能源局批(pi)复，蒙西电网成为(wei)继国家电网、南方电网后国家批(pi)复的第三个绿电交易试点。
据国家能源局数据，2023年我国可再生能源总装机(ji)达14.5亿(yi)千瓦，占全国发电总装机(ji)超过50%，历史性超过火电装机(ji)。我国绿电交易市场潜力巨大，普遍认(ren)为(wei)，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(zhuan)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(wei)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(xia)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(qi)业与需求侧用户直接(jie)连接(jie)起来，有利于(yu)可再生能源利用规模的扩大；另一方面可帮助企(qi)业获得相应的绿色权(quan)益，提高其ESG（环境、社会和公司治理(li)）表现和“出(chu)海”竞争力。
最初参与绿色电力交易的发电侧主体为(wei)风电、光伏发电项(xiang)目。通过鼓励绿电交易双方签订多年期绿色电力购买协议(yi)，满足用户对绿色电力消费(fei)的需求，拓宽终端用户减排路径，推(tui)动绿色生产生活方式形成。
我国于(yu)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(yi)千瓦时。之后，随着我国绿电市场建设不断(duan)深(shen)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(ji)极性不高、电―碳市场机(ji)制尚未打通等(deng)因素影(ying)响，目前我国绿电交易规模有限，市场化(hua)机(ji)制还不够成熟，主要面临以下(xia)挑战(zhan)。
市场交易不够活跃(yue)。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(qi)业联合(he)会数据显示，过去3年全国绿电省内(nei)交易量呈倍数增(zeng)长，2021年、2022年和2023年分(fen)别为(wei)6.3亿(yi)千瓦时、227.8亿(yi)千瓦时和537.7亿(yi)千瓦时。然而，我国绿电交易占市场总交易电量的比重仍(reng)然较小，2022年和2023年分(fen)别仅占市场总交易电量的0.4%和0.95%，市场活跃(yue)度整体不高。在供给侧，部分(fen)地方将新能源视(shi)为(wei)重要的优发电源，惜售明显，从而制约(yue)了新能源入市规模。在需求侧，受市场化(hua)价格机(ji)制不成熟等(deng)因素制约(yue)，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(ji)极性普遍不高。
跨省区(qu)交易难度较大。根据相关政策(ce)要求，国内(nei)绿电交易采用“省间与省内(nei)强耦合(he)、批(pi)发与零售紧连接(jie)”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(fen)布在“三北”地区(qu)，而绿电需求大多集中在经济(ji)发达且(qie)需要大量电力消费(fei)作(zuo)为(wei)支撑(cheng)的东(dong)南部沿海地区(qu)。由于(yu)新能源供给具有较强的间歇性和波动性，这(zhe)给电力系统的安(an)全稳定运行和新能源消纳带来了前所未有的挑战(zhan)，加之跨省区(qu)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(ying)响了高耗能企(qi)业的需求。此外，我国电力外送通道有限及相关交易机(ji)制梗阻等(deng)因素，也进一步制约(yue)了跨省区(qu)绿电交易的规模化(hua)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(qie)相对独立(li)，相关环境权(quan)益产品之间缺少有效衔接(jie)，绿电交易与可再生能源消纳责任权(quan)重政策(ce)、绿证制度的对接(jie)问题尚未解决。电―碳价格传(chuan)导链条仍(reng)存在梗阻，以价格信号(hao)引导资源配置的市场化(hua)机(ji)制，以及通过碳减排激励约(yue)束机(ji)制推(tui)动产业结构调整、生产方式绿色转型的协同作(zuo)用有待进一步加强。
与国际绿证的互认(ren)机(ji)制尚未落实。当前，我国绿证由于(yu)可追溯性不足、与碳市场协同力度不足等(deng)问题，导致其可信度和国际通用性受限。在绿电市场机(ji)制、可再生能源项(xiang)目的环境价值评估机(ji)制以及碳定价机(ji)制等(deng)方面，与国际相比仍(reng)有差距。
作(zuo)为(wei)国家层面统一出(chu)台的绿电交易指导性文件，《绿色电力交易专(zhuan)章（征求意见稿）》提出(chu)扩大跨省区(qu)绿色电力供给，满足跨省区(qu)绿色电力消费(fei)需求。对于(yu)绿色电力交易、省级交易规则、跨省交易等(deng)相关规定，建立(li)灵活的合(he)同调整机(ji)制，按月或更短周期开展合(he)同转让等(deng)交易。这(zhe)为(wei)推(tui)动我国绿电市场高质量发展提供了制度保障。
以更大力度推(tui)动我国新能源高质量发展还需多方发力。
多措并举激发绿电市场活力。完善绿电交易市场化(hua)机(ji)制，推(tui)动形成合(he)理(li)价格曲线(xian)，优化(hua)绿电市场的准入规则、交易规则，推(tui)动绿电资源更好实现供需匹配。培育绿电经营主体，将可再生能源电力消纳责任从行政区(qu)域向主要高耗能企(qi)业延伸，引导更多中小企(qi)业积(ji)极参与绿电交易。加强政策(ce)支持，根据绿电消费(fei)认(ren)证和评级数据，研究出(chu)台激励举措，落实相应的金融支持和配套政策(ce)。拓展绿电环境效益的应用场景，新增(zeng)交易品种，强化(hua)发售协同。进一步优化(hua)绿电交易、结算流(liu)程，提高绿电交易市场的活跃(yue)度和流(liu)动性。
深(shen)挖跨省区(qu)绿电交易潜力。科学制定新能源合(he)理(li)利用率目标，尽可能降低新能源消纳成本和社会用能成本。加强跨省区(qu)绿电输送通道建设，拓宽临时消纳渠道，集合(he)各类调节资源开展大范(fan)围跨区(qu)域消纳平衡。明晰省间与省内(nei)市场定位，优化(hua)省间市场的资源配置能力，提升省内(nei)市场的平衡调节能力，确保省间市场与省内(nei)市场顺畅衔接(jie)，推(tui)动二(er)者形成协同互补效应。
促进电―碳市场协同发展。从顶层设计、政策(ce)体系和机(ji)制对接(jie)等(deng)入手，重点围绕环境权(quan)益的核算核查(cha)、数据互通、统一认(ren)证等(deng)环节，做好绿电、绿证与碳交易市场的衔接(jie)。进一步完善碳减排核算体系，及时调整电网排放因子的计算方法(fa)，推(tui)动绿证制度与可再生能源消纳保障机(ji)制、能耗“双控”、碳市场机(ji)制的有效对接(jie)，充分(fen)体现绿电的环境价值和绿色溢价。
提升我国绿证的国际认(ren)可度。建立(li)完善绿电绿证标准体系，积(ji)极参与国际标准制定，加强合(he)作(zuo)交流(liu)，争取提高绿证国际认(ren)可度。明确绿证代(dai)表绿电环境权(quan)益唯一凭(ping)证的定位，加强绿证项(xiang)目注册、核发、披露等(deng)全流(liu)程管理(li)，避免(mian)数据造假和重复计算问题。推(tui)动国内(nei)绿色权(quan)益产品与国际认(ren)证监管标准体系对接(jie)，优化(hua)绿色项(xiang)目环境属(shu)性开发机(ji)制，促进国际衔接(jie)互认(ren)，提高我国绿证的可追溯性和可信度。
加强低碳统计认(ren)证工(gong)作(zuo)。构建符合(he)我国国情和实际情况(kuang)的低碳互认(ren)体系并明确抵扣机(ji)制，进一步夯实减排数据统计核查(cha)、信息披露等(deng)制度基础。推(tui)动绿电、绿证和碳交易市场协同发展和数据共享，确保绿证开发、交易、使用、注销数据不可篡改和全程可追溯。通过区(qu)块链等(deng)数字技术(shu)应用，实现碳排放数据和电力交易数据的实时监测、动态分(fen)析，加强绿电、绿证和碳市场联动发展的可操(cao)作(zuo)性和可持续性。
（作(zuo)者何七香 单位：中国国际经济(ji)交流(liu)中心 来源：经济(ji)日报）