近日，国家发改委、能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》（以下简称《方案》）提出，引导全社会消费新能源等绿色电力。开展绿色电力交易试点，推动绿色电力在交易组织、电网调度、价格形成机制等方面体现优先地位，为市场主体提供功能健全、操作性强的绿电交易服务。
2021年以来，绿电交易政策频出，推动了发电侧与消费侧的绿色转型。记者了解到，伴随着绿电交易范围持续扩大，未来绿电与碳市场壁垒如何打通、“证电”是否该分离，以及跨省跨区绿电交易怎样匹配等议题，均应尽快提上日程。
绿电交易从去年开始进入大众视野。2021年8月，国家发改委、国家能源局发布《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》（发改体改〔2021〕1260号），同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。9月7日，全国绿电交易试点正式启动。
在多项利好政策加持下，以新能源为主体的绿电交易明显提速，绿电市场在交易组织、电网调度、价格形成机制等方面的表现也越来越成熟。
今年1月和5月，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》、《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》先后印发，均对各自区域内绿电交易市场主体、价格机制、交易流程等方面作出明确要求。
所谓“绿电交易”，是指在现有电力中长期交易框架下设立的可提供绿电消费认证的独立交易品种。其不同于以往无认证的可再生能源跨省跨区交易，以及可再生能源与火电等其他电力同等交易。电力用户可以直接或间接（通过售电公司或电网企业）从风电、光伏等可再生能源发电企业购买绿电产品，并获得相应的绿色电力消费认证。绿电交易作为创新的电力交易品种，通过“证电合一”的模式可满足电力用户的绿电消纳及绿证需求。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎向记者介绍，目前，绿电交易主要由两大电网的交易中心组织，省间绿电交易主要由北京和广州电力交易中心开展，各省电力交易中心组织省内的绿电交易。“电网企业仍然是绿电交易中最关键的角色。”
相关数据显示，去年9月7日开展的首次绿电试点交易中，共有17个省份的259家市场主体参与，共达成交易电量79.35亿千瓦时。其中，国网区域内成交电量68.98亿千瓦时，南网区域内成交电量10.37亿千瓦时。首次交易平均环境溢价3-5分/千瓦时。
业内分析指出，随着标杆电价的取消及市场电价的整体上升，绿电的环境溢价可能还会更高。“当前，新能源发电进入无补贴的平价上网阶段，企业自身收益比较有限，通过绿电交易支付环境溢价，不仅能够为新能源企业带来经济效益，也能为用户带来绿色生产的市场竞争力，从而激励新能源进一步发展。”
采访中记者了解到，当前，虽然绿电交易在全社会获得的共识与支持越来越大，但因其尚处于市场建设初期，未来实现大规模交易仍面临诸多掣肘。
“目前业内比较关注的核心问题是，用户在完成绿电交易和使用后，在核算碳减排时是否可以有针对性地扣减。”彭澎指出，引导全社会使用绿电，需要有明确的核算办法，通过碳市场反映绿电的减碳价值。因此，要尽快建立绿电市场和碳市场之间的核算制度，且需得到国际认可，以推动中国的绿色产品出口。
与此同时，在中嘉能首席交易官张骥看来，绿电市场也要充分挖掘绿证的金融属性，这就要求从目前的“证电合一”向“证电分离”转变，“只有绿证可以独立自由交易，其金融属性才能得到认可，也更有助于绿电市场建设，进而提升市场主体参与积极性。”
此外，有电力行业人士提出，从跨省跨区绿电交易的实际工作看，目前的绿电交易着重优先组织对无补贴、无保障性收购的电量进行交易，以致于市场常常出现绿电供小于求的局面，且在绿电交易过程中，电网往往通过发用电双方曲线的匹配度完成绿电的结算。“如何打破电源和负荷的不匹配也是当前绿电交易市场亟须解决的问题。”
