我国绿电交易市场迎来了新的发展里程碑！

国家发改委、能源局印发了《关于内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案的复函》，这意味着，蒙西电网成为继国家电网、南方电网后，国家批复同意的第三个绿电交易试点，至此，蒙西电网补齐了绿电市场的最后一块“拼图”！

尽管在推动绿电发展方面已取得显著成效，但目前绿电交易体系仍面临一些挑战。本文探讨了我国绿电市场现存的六大问题，如尚未建立完善的绿电交易市场消费体系，“绿电-绿证-碳市场”衔接联动机制不完整等。

就目前而言，最重要的一点还是绿电的价格过高！企业和消费者在选择时，会更倾向于价格较低的火电，这严重影响了绿电的推广速度，如宁夏、福建、浙江等一些地区的绿电交易成交价格，甚至高于当地燃煤标杆电价上浮20%后的水平。如果这个问题如果不解决，靠绿电降碳推动双碳目标几乎不可能！

近日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司印发《关于内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案的复函》。

蒙西电网成为继国家电网、南方电网后，国家批复同意的第三个绿电交易试点。试点的批复补齐了绿电市场的最后一块“拼图”。“此次内蒙古经国家批复同意成为我国第三个绿电交易试点，使我国第三大电网蒙西电网也有了自己的绿电交易平台。至此，我国主要电力市场均拥有了专门的绿电交易平台。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎表示。

我国有国家电网、南方电网、蒙西电网三大电网公司，此前绿电交易在国家电网、南方电网的市场范围内都已开展，而蒙西电网始终没有建设绿电交易试点。

蒙西电网虽然只在内蒙古地区，但由于其可再生能源装机量大，绿电交易潜力巨大。而没有单独的绿电交易平台就意味着没有配套的绿证划转等功能，此前，内蒙古蒙西地区的绿电只能参与电力交易，无法体现出环境价值。

随着越来越多高耗能企业被内蒙古丰富的绿电资源吸引，在蒙西电网开展绿电交易试点，将有助于入驻的高耗能企业获得相应的绿色权益，并提高企业ESG表现，甚至凭此‘出海’。

发改委正式同意《内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案》对于我国绿电市场的未来发展具有深远意义。然而，我们也必须清醒地认识到，我国绿电市场还面临着诸多难题，需要进一步完善绿电交易体系。

我国绿电交易体系面临六大难题

目前，全国电力市场“统一市场、两级运作”的框架基本建成，省间市场定位为资源优化配置型市场，省内市场定位为平衡型市场，省间市场交易结果作为省内市场运营的边界条件。

但根据《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）》等相关要求，绿电交易采用“省间与省内强耦合、批发与零售紧连接”的交易模式。

由于各省省内市场独特的运营特点，绿电交易存在交易组织、交易结算等环节衔接不流畅的问题，绿色电力证书虽然最终能流转至零售用户，但流转过程却相对繁琐，且交易成本过高。

2、尚未建立完善的新能源交易价格体系

绿色电力市场建设初期，为引导电力用户通过市场化方式消纳新能源，快速推进绿色电力市场建设，新能源交易以降价交易为主，交易价格未能反映绿色电力的环境价值，难以保障新能源行业的投资积极性，不利于新能源行业的健康可持续发展。

随着碳达峰碳中和、构建新型电力系统等战略目标的提出，电力市场体系建设进入新时代。新能源将逐步成为电量供应主体，火电等传统电源将逐步转变为电力供应主体，电力商品价值将逐渐呈现精细化和差异化特性，亟需重构电力市场价值体系。

3、尚未建立完善的绿电交易市场消费体系

全社会主动消费绿电的意识尚未形成，初期仍需政策激励。现阶段，绿电交易与可再生能源消纳责任权重政策、绿色证书制度之间的衔接机制尚不完善，绿电市场与碳市场的协同机制尚未建立，绿电交易结果难以在能源“双控”、碳核查等领域得到应用。大多数电力用户对绿电交易仍持观望态度，亟需完善相关市场机制、出台激励政策，引导电力用户积极主动参与绿电交易。

绿电供给不足，影响交易规模持续扩大。尽管总体上平价新能源电量可以满足目前的绿电交易需求，但地区间供需不平衡情况严重，绿电需求旺盛的中东部地区供给能力明显不足。考虑到即将到来的20%高耗能电量购买绿电，以及可再生能源消纳责任权重分摊至具体用户的场景，平价新能源电量远无法满足市场需求，亟需引入带补贴机组参与绿电交易。

4、参与绿电交易意愿不强

由于我国绿证的国际认可度不高，且部分用户也对带补贴项目环境价值权属存在疑虑，带补贴机组参与绿电交易的意愿不强。此外，部分省份将新能源视为重要的优发电源，惜售明显，制约了新能源入市规模。在需求侧，由于消费绿电与碳核查、能源“双控”之间的关系尚不明确，在缺乏实质性激励政策的前提下，用户参与绿色电力交易的积极性尚待挖掘。

5、新型主体参与绿电市场路径不清晰

随着新型电力系统建设的进一步推进，在发、用两侧，虚拟电厂、储能、电动汽车（V2G）、分布式光伏等新型市场主体将持续大规模接入电网，由于新型市场主体参与电力市场的技术规范等政策尚不完善，新型主体参与绿电市场的路径并不清晰。

6、“绿电-绿证-碳市场”衔接联动机制不完整

如何构建“电-证-碳”衔接联动机制是绿电交易的一个重要问题。绿电与绿证存在“证电分离”与“证电合一”两种交易方式。绿证原则上可转让，企业购买绿证并不意味着企业实际使用了相应的绿电，而可能是为了消纳可再生能源配额或满足国外客户需求。

目前，电力市场化处在起步阶段，碳成本并能不能很好地通过电力市场传导至消费端，若碳价上升造成的成本增加主要由火电企业负担，则可能出现成本倒挂现象，降低企业发电的积极性。碳电价格传导不畅就无法很好地向电力市场传递碳价信号，无法缩小火电与绿电的价格差距，进而弱化绿电的市场需求。

新能源发电企业环境价值变现的主要途径包括出售绿电、绿证或国家核证自愿减排量（CCER）。目前，国家和地方政策未明确规定或限制企业的变现方式，导致新能源发电企业可能将对应相同碳减排量的CCER、绿证、绿电卖给不同的企业，导致环境溢价重复计算的问题，也容易造成重复激励，导致盲目投资。

我国绿电交易体系该如何完善？

1、完善省间-省内适配的绿色电力交易机制

强化顶层设计，明确省间与省内市场在绿色电力交易中的定位与角色，确保两者之间的顺畅衔接。优化交易组织和结算流程，简化绿色电力证书的流转程序，降低交易成本。加强省间市场的资源优化配置能力，同时提升省内市场的平衡调节能力，形成互补效应。

2、建立完善的新能源交易价格体系

综合考虑新能源发电的绿色价值、波动性及其对电力系统的调节成本，构建合理的新能源交易价格机制。推动“电-碳”交易的和谐联动，确保新能源交易价格能够真实反映其环境价值和经济性。逐步引导新能源交易从降价交易向价值交易转变，激发新能源行业的投资积极性。

充分利用区块链等技术加强绿电、绿证和碳交易三类市场的耦合发展和数据共享，明确绿色价值交易和归属的唯一性，避免数据造假和重复交易。未来，在欧盟碳边境调节机制（CBAM）的影响下，随着碳配额核算标准的进一步统一，国际绿证与碳配额的互认和抵扣将对于提高出口企业竞争力产生更加重要的影响，要积极推进绿证碳减排量的国际互认，使消费绿电的企业享有更大的国际竞争力。

05结语

蒙西电网成功补齐了绿电市场的最后一块“拼图”，这标志着中国绿电市场已经步入了基本成形的阶段，并正朝着更加完善、全面的方向前行。这一里程碑式的进展，预示着未来绿电市场将迎来更加广阔的发展空间和无限可能。

通过推进各类市场协同发展，推动碳减排量互认抵扣；厘清碳排放核算边界，避免重复计算等多种手段，上文中提到的六大难题也将被逐渐解决，绿电绿证交易体系也必将逐步完善，为可再生能源发电项目提供更多的交易机会，促进绿电的高效利用和优化配置。同时，绿证制度也将发挥更加重要的作用，为可再生能源发电项目提供经济激励和政策支持，推动其持续健康发展。

本文内容来源于：碳中和资料库，责任编辑：胡静，审核人：李峥

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