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绿电交易行业概括

绿色电力交易，即用电主体直面光伏、风电等发电企业，采购绿色电能，并获取相应的绿色电力消费认证。该交易模式满足了生产清洁能源需求的稳步增长，实现了经济、社会及环保效益的卓越统一。从长远角度考量，购买绿色电力必将会成为企业清洁低碳转型过程中的关键举措。

鉴于新能源发电输出功率波动等技术特性，电力系统的消化和运营成本将会显著增加。欲实现电力的低碳转型、安全可靠性及经济负担能力等多元目标，须深化推进电力体制改革，对体制机制及市场建设作出大胆的创新措施。透过实施绿色电力交易政策，找出有意愿承担更大社会责任的部分客户，与其风能、太阳能发电项目进行直接贸易，以此市场化手段引领绿色电力消费，充分显示绿色电力的环保价值。相应所得的绿电收益将被用于支撑绿色电力的发展和消化，从而更好地推动新型电力系统的构建。

图表：绿电交易行业分类

资料来源：智研瞻产业研究院整理

绿电交易存在的三大挑战

省间-省内适配的绿色电力交易机制需要进一步完善

当前，我国电力市场基本形成了“统一市场、两级运作”的布局结构，其中省际市场被定位为资源优化配置型市场，而省内市场则被设定为平衡调节型市场。省际市场交易成果则作为省内市场运作的制约条件。然而，根据《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》、《绿色电力交易试点工作方案》、《南方区域绿色电力交易规则(试行)》等相关规定，绿色电力交易采用了“省际与省内紧密结合、批发与零售紧密相连”的交易模式。然而，鉴于各省内市场各自独特的运营特性，绿色电力交易在交易组织、交易结算等环节的衔接上可能面临问题。尽管绿色电力证书在终极目的上是为了交付至零售用户手中，然而，其流转环节颇为繁复，且交易成本也相对昂贵。因此，进行绿色电力市场的顶层设计以及省际与省内市场的有效衔接显得尤为重要。

尚未建立完善的新能源交易价格体系

在绿色电力市场建设的初级阶段，为激励电力用户采用市场化手段消纳新能源，加速建设绿色电力市场，新能源交易以相对较低的价格为主导，交易价格未能够充分反应绿色电力所蕴含的环境价值，这使得新能源行业的投资热情难以得到保障，亦不利于新能源行业的稳定与持久发展。随着碳达峰、碳中和以及构筑新型电力系统等宏观战略目标的制定与践行，电力市场体系的建设正步入新的发展阶段。新能源在未来将逐步取代传统的火力发电并占据主体地位，而传统的火力发电则逐渐降至次要地位。电力产品的价值将呈现出更为精细和多元化的特征，亟需对电力市场价值体系进行重新审视与定位。基于对新型能源发电所具有的环保优势与相应波动性的深度认知，我们建议，在评估新型能源交易价格时，除了考量电能本身的成本之外，也应当将其所享受的绿色生态环境权益价格以及其应该负担的电力系统调峰运行费用纳入考量范围之内。而这些事项包括因新型能源波动所引发的各种辅助服务费用、容量补偿费用等，都是新能源应该自行承担的电力系统调峰运行费用。并且，我们发现当前的“电-碳”交易机制仍有待进一步完善，从而影响到了交易价格的有效性与准确性。

尚未建立完善的绿电交易市场消费体系

目前，全社会主动投向绿色电力消费的意识依然未见普及，初期阶段仍然离不开政策的激励推动。当前阶段，绿电交易、可再生能源消纳责任权重政策与绿色证书制度三者间的有机联系尚未达到尽善尽美之境，绿电市场与碳市场的高效协同机制亦尚未全面构建，从而使得绿电交易成果在能源“双控”、碳核查等领域的运用受限。广义的电力消费者对于绿电交易向来持有审慎的态度，亟待完善相关市场机制、出台相应的激励政策，从而确保电力消费者积极参与绿电交易。

绿色电力供应不足严重限制了交易规模的持续扩增。虽然从整体来看，以平价方式销售的新能源电量足以应对当前的绿色电力交易需求，但各地区间供求状况极不均衡，特别是那些绿电需求较为强劲的位于中国中东部地区，其供能能力明显不足。鉴于未来20%的高能耗电量将需要选择购买绿色电力，再加上往可再生能源消纳责任权重将会分配给实际用户这一情景，平价新能源电量显然无法满足市场的旺盛需求，迫切需要引入具补贴的发电组参与到绿色电力交易中来。然而，由于我国绿证在国际市场中的认可程度较低，同时部分用户对于带补贴项目的环境效益价值存在顾虑，使具补贴的发电组参与绿色电力交易的积极性受到了限制。此外，自发布"1439号"文件以来，部分省级政府已经开始把新能源作为优先开发电源，这使得他们表现出对绿电的明显吝于出售，这无疑抑制了新能源进入市场的规模扩张。另一方面，在需求侧，由于公众对消费绿色电力与碳核查、能源"双控"之间的关联关系还不够清楚，尤其是在缺乏实际激励政策的情况下，用户参与绿色电力交易的热情仍然有待提升和释放。

新型经济主体在参与绿色电力市场时遇到了路径不明的困扰。随着新型电力系统建设的不断深入推进，在发电和用电这两个环节，如储能设备、虚拟电厂、分布式光伏、电动汽车(V2G)等多种新型市场主体将日益广泛地接入电网之中，但由于针对这些新型市场主体参与电力市场的相关技术规范及政策尚处于发展阶段，导致新型主体在参与绿色电力市场时遇到了路径不清晰的问题。

绿电交易行业市场规模

统计数据显示，2018年绿电交易行业市场规模236.9亿元，2023年H1绿电交易行业市场规模618.4亿元。2018-2023年H1绿电交易行业市场规模如下：

图表：2018-2023年H1绿电交易行业市场规模

数据来源：智研瞻产业研究院整理

我国绿电交易发展趋势

致力于绿电交易周期向长期方向进行延伸发展。为实现此目的，我们可以参考海外各国长期购电协议体系的设计思路，进而构建出风力发电和太阳能光伏项目能够通过这些长期性购电协议（通常被称作PPA）积极地参与到绿电交易机制之中。我们应当倡导电力消费者与正在建设中的或已经建成投产的发电企业签署长达5至10年的长期购电协议，以期建立起一个有效推动绿色电力持续发展的长效运作机制。考虑到目前仍有部分在建的风力和光伏项目尚未纳入市场经济活动的参与主体之列，故而我们必须妥善处理好这些未纳入市场主体的在建风电、光伏项目的市场准入门槛以及注册登记等基础性工作，同时还需要完善避险策略、违约处置机制及其相应条款，确保PPA合同中明确涵盖了电量、电价机制、付款方式、协议有效期，以及由于未能按照预定时间进行并网等原因所引发的违约责任等相关重要内容。

重视绿电交易与各类资源节约与环境友好型政策之间的有机整合连通。具体来说，我们应该推动市场化用户通过自愿购买绿色电力产品或者绿证来最终满足其承担的可再生能源消纳责任权重；同样，我们也应推动那些参加用能权交易的企业在购买绿色电力或绿证之后，在其自身的能源消费计算过程中实行一定比例的能源消费削减；最后，我们可以考虑将发电以外的各个行业全面纳入到全国性的碳交易市场中，并在碳核查和碳排放计算过程中予以购买绿电产生的碳减排量全额扣除。

通过扩大市场主体覆盖面以及丰富交易模式来提升绿电交易的市场竞争力。具体来讲，我们需要促使配电网络下的分布式电源能更好地理解和接受以聚合形式参与到绿电交易的这一新型商业模式，同时，我们还要积极开展基于短期潮流追踪等先进技术手段的相关研究工作，力争实现针对小时乃至更短周期的分散式交易模式的创新尝试。同时，我们也要密切关注各个产业的发展动向，逐步将海上风电、生物质发电等新兴清洁能源纳入到绿电交易的范畴之内，以此来充分激发整个市场的活力。

图表：我国绿电交易发展趋势

资料来源：智研瞻产业研究院整理

远景展望

图表：我国绿电交易远景展望

资料来源：智研瞻产业研究院整理