2021年9月7日，备受行业、业界瞩目的绿色电力交易试点正式起航——绿色电力交易试点启动会在北京召开。这是继国家发展改革委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，首次绿色电力交易——共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时。为什么要推出绿色电力交易试点工作？“为落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的战略部署，加快构建以新能源为主体的新型电力系统，必须要采取有力举措大力发展新能源。”国家发展改革委官网刊出的记者专访内容中说。简言之，就是要通过绿电交易大力促进新能源发展。
　　试点工作的出发点是“通过开展绿色电力交易，将有意愿承担更多社会责任的一部分用户区分出来，与风电、光伏发电项目直接交易，以市场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳，更好促进新型电力系统建设。”“试点开展绿色电力交易总的考虑是，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，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、友好易用的绿色电力交易服务，全面反映绿色电力的环境价值。通过电力供给侧结构性改革引导全社会形成主动消费绿色电力的共识，充分激发供需双方潜力加快绿色能源发展，加快推动我国清洁低碳转型。”国家发展改革委阐明了绿电交易试点的总体考虑及终极目的。自去年9月初到今年4月初，试点运行已经7个月——试点运行如何？如何参加绿电交易？购买绿电企业是否有真正的需求？正在采取或准备采取哪些措施保证绿电采购？企业出售绿电有哪些问题或困难？针对上述相关问题，本刊采访了绿电交易平台之一的北京电力交易中心新能源部副主任徐亮；为比较真实反映企业绿电交易供需情况，本刊采访了首钢京唐钢铁联合有限公司能源与环境部部长汪国川、中和聚（北京）能源有限公司负责电力交易的裴进；为了让读者、业界对绿电交易有更深的了解，本刊特约国网研究院新能源与统计研究所李琼慧所长撰文解析我国开展绿电交易试点的背景和意义，阐释绿电交易与新能源市场化交易如何衔接，指出发挥好绿电交易作用需要解决好的问题。
　　谨以此文助力我国绿电交易试点成功推进。
　　北京电力交易中心徐亮：绿电交易试点示范效应良好 将有序推进新能源参与电力市场
　　“随着落实‘双碳’目标和新型电力系统建设持续推进，新能源市场地位越来越突出，新能源装机比例大幅增长，这使得现有的保障性收购方式难以为继，需要新能源更大比例的市场化消纳。与此同时，‘双碳’目标的落实，消费侧绿色消费理念不断增长，用户对购买绿色电能的需求不断增强。在国家发展改革委、国家能源局的指导下，2021年北京电力交易中心创新组织开展了绿色电力交易试点，为新能源兑现绿色价值提供了新途径，满足了市场主体购买绿色电力的实际需求。”徐亮告诉本刊。在采访中，徐亮简要回顾了试点开展以来的进展情况，讲述了绿电交易主体及如何交易，阐明了绿电交易价格形成机制，回答了绿电交易为何要“证电合一”以及交易过程中出现问题的解决。
　　记者：请您介绍一下试点工作开展以来的情况。
　　徐亮：2021年，在国家发展改革委的统一组织和大力指导下，国家电网公司创新建立绿色电力交易机制，于9月7日组织开展首次绿色电力试点交易，取得了良好的示范效应和社会影响。
　　绿色电力交易由北京电力交易中心（国网公司经营区）和广州电力交易中心（南方电网公司经营区）分别开展。截至2022年4月1日，北京电力交易中心在国家电网公司经营范围内累计组织开展绿电交易94.83亿千瓦时，其中首次试点交易68.98亿千瓦时，后续新增交易25.85亿千瓦时；省内绿电市场完成74.4亿千瓦时，省间绿电市场完成20.43亿千瓦时。从交易价格来看，首次试点交易成交电价较当地中长期市场均价高3-5分/千瓦时；1439号文件印发后，随着燃煤电量市场化交易价格上涨，绿电交易价格也有所增长，较当地原燃煤基准价平均上涨6分/千瓦时（3月浙江绿电交易溢价最高达到10.2分/千瓦时）。分省份来看，国网公司经营范围内17个省份参与绿电交易，辽宁交易电量最大，达到27.84亿千瓦时，占总成交电量的29%；其次为上海（19.72亿千瓦时、占比21%）、江苏（13.84亿千瓦时、占比15%）等省份。总体来看，华东地区绿电交易较为活跃。从发电侧来看，成交电量中光伏占比91%、风电占比9%。国家电投成交电量最大，达到42.54亿千瓦时，占总成交电量的45%；其次为中广核（12.6亿千瓦时、占比13%）、中国大唐（6.75亿千瓦时、占比7%）等发电集团；此外，京能、河北建投等地方能源企业和浙江正泰等民营企业也积极参与了绿电交易。从用户侧来看，呈现高度集中的特点，成交电量排名前五的企业电量占比达63%，分别为华晨宝马（汽车制造）29%、巴斯夫（化工）11%、海澜电力（售电）9%、科思创聚合物（化工）8%、万国数据（数据中心）6%。整体来看，跨国企业、外向型企业购买绿电需求较为强烈。
　　记者：请您介绍一下绿电交易主体及如何进行交易。
　　徐亮：北京电力交易中心依据国家发展改革委和国家能源局《关于开展绿色电力交易试点的复函》和批复的《北京电力交易中心绿色电力交易试点工作方案》《绿色电力交易实施细则》组织开展绿色电力交易。
　　关于市场主体。参与绿色电力交易的市场主体初期需经地方政府主管部门准入，主要包括电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司。2021年10月《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）文件印发后，工商业用户全部进入市场，市场主体依据规则均可参与绿色电力交易，通过市场化方式采购绿色电力。初期，电力用户主要为具有绿色电力消费需求的用电企业。随着全社会绿色电力消费意识的形成，电力用户范围可逐步扩大，并且逐步引导电动汽车、储能等新兴市场主体参与绿色电力交易，并支持售电公司推出绿色电力套餐，满足广大用户绿色电力消费需求。发电侧主要为风电和光伏发电企业，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。
　　关于交易方式。绿色电力交易初期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。鼓励电力用户通过直接交易方式向绿色电力企业购买绿电，如无法满足绿色电力消费需求，电力用户可向电网企业购买其保障收购的绿色电力产品。市场初期，考虑到部分省份无补贴新能源项目装机规模有限，可由本省电网企业通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿色电力；或由部分带补贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再领取补贴或注册申请自愿认购绿证，不计入其合理利用小时。随着新能源发展及绿电市场不断成熟，可根据国家有关规定动态调整发电侧入市范围。
　　绿色电力交易市场分为省内市场和省间市场。省内市场，由电力用户或售电公司与发电企业等市场主体直接参与，通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式达成交易，发电企业和电力用户、售电公司自主协商或通过市场竞争达成交易电量、电价，签订双边交易合同。省间市场初期以“点对网”方式组织。省级电力交易中心先期摸底本省电力用户绿电交易需求电量、意向价格，通过挂牌交易等方式，组织相关用户参与省内绿电招标，达成省内绿电需求电量、电价，并汇总至省级电网企业。省级电网企业代理本省用户与送端省新能源发电企业开展交易。
　　记者：请阐明绿电交易价格形成机制。
　　徐亮：绿电交易价格应包括绿电的电能价值、绿电的环境价值、绿电应承担的调节成本，在购售方双边协商或集中交易的价格申报中统筹考虑。绿电的环境价值，为绿电交易价格比交易组织时本省燃煤发电等其他中长期电能量市场化交易均价的溢价部分。绿电的调节成本，当新能源装机和电量占比较小、绿电交易规模不大时，该成本不明显；随着绿电交易规模进一步扩大，相应的容量补偿和调节性市场建立后，该成本将凸显，其中新能源企业分摊的部分应由购买绿电的用户承担。
　　对于通过电力直接交易方式购买的绿色电力产品，交易价格由发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商、集中撮合等方式形成。交易价格高于基准电价的收益分配给对应发电企业。电力用户结算价格=交易价格+所在省对应类别输配电价格+辅助服务费用+政府性基金及附加。
　　 绿色电力试点交易初期，考虑市场主体对于绿电的价格构成理解不充分，可对交易价格采取引导或限价等措施，例如参照碳市场价格设置绿电环境价值下限，待市场成熟后逐步取消。
　　记者：绿电交易为何要采取“证电合一”的方式？目的何在？
　　徐亮：“证电合一”的绿电交易更有利于促进新能源消纳，推动我国“双碳”目标实现。从我国推动“双碳”目标实现的初衷、以及近期出台的新增可再生能源用能不计入能源消费总量政策的要求来看，都是为了促进企业从物理上增加新能源消费、推进全社会能源清洁低碳转型。绿电交易即为物理电量的交易，使生产和消费直接匹配，更有利于从物理上提升绿色消费水平，推动“双碳”目标实现。同时，交易平台依托区块链技术全面记录绿电生产、交易、输送、消费、结算等各环节信息，出具权威可信的绿色电力使用证明，可直接用于可再生能源消纳责任权重、能源消费总量、碳排放等核查统计，便于政策落地实施。
　　“证电合一”的绿电交易能够更好地满足企业消费绿色电力的诉求。随着绿色发展逐渐成为全球共识，越来越多的国内外企业提出购买绿电的需求，并且希望直接与新能源企业签订合同、使用绿电，提升绿电消费的真实性，同时获得权威可信的绿电消费认证。在“证电合一”的绿电交易模式下，绿色电力的生产者（新能源企业）与消费者（用电企业）直接签订交易合同、履约执行、完成结算，实现了绿电生产、传输、消费全流程闭环，保障了用户从物理上消费绿电，绿电交易的价格同时体现电能价值和环境价值，用户在执行交易、使用电能的同时，获得绿色环境权益，通俗易懂。此外，绿电交易平台依托区块链技术为用户出具权威可信的绿色电力使用证明，有效满足用户诉求。
　　记者：交易过程中是否遇到新问题？如何解决或即将采取何种措施加以解决？
　　徐亮：试点交易过程中遇到的问题主要体现在供求矛盾和绿电认证权威性问题。
　　一是全社会主动消费绿电的意识尚未形成，初期仍需政策激励。目前，关注绿电交易的用电企业较多，但对消费绿电与碳核查、能源双控之间的关系尚不清楚，对参与绿电交易持观望态度，缺乏实质性的激励政策，促进用户积极参与绿色电力交易。建议政府主管部门进一步出台具体的政策，例如推动将非水可再生能源责任权重落实到用户和售电公司，落实其购买新能源的义务。鼓励高耗能行业使用绿电，并在能耗双控、有序用电等环节给予一定激励。做好绿电交易与碳市场的衔接，在政府部门将发电以外的行业纳入全国碳市场的过程中，推动在碳核查计算中全额扣减购买绿电带来的碳减排量，促进用户主动参与绿电交易。
　　二是绿电供给能力不足，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自愿申报的绿电交易需求，但地区间供需不平衡现象严重，绿电需求旺盛的东中部地区供给能力不足。若考虑高耗能企业购买绿电等场景，则平价新能源电量远无法满足市场需求，需引入带补贴机组参与。
　　三是绿电交易作为促进绿色消费的“中国方案”，需要获得国际认可，形成国际影响力。近期，欧盟理事会通过碳边境调节机制，将给我国外向型企业带来了新的挑战和压力，有必要开展绿电交易，并主导制定绿电交易和绿色认证的国际标准，帮助我国企业突破国际贸易壁垒，提升国际市场竞争力；此外，通过制定标准的方式提升我国在国际绿电消费领域的话语权和影响力。
　　前期，北京电力交易中心已启动了绿电交易相关国际标准立项工作，牵头组织成立IEC（国际电工委员会）和ITU（国际电信联盟）两个专项工作组，IEC侧重绿电交易体系、绿电产品获取方面，ITU侧重绿电认证技术方面。2022年1月，在IEC 8C（互联电力系统网络管理分委会）工作会议上，《绿电获取-国际通用标准》提案获得PWI（预工作开展）许可，取得重要立项工作进展；拟申报ITU的《基于区块链的绿电消费信息溯源技术框架》国际标准已通过国家工信部国内审查。
　　下一步，北京电力交易中心将有序推进新能源参与电力市场，为加快推动我国能源清洁转型贡献智慧和力量。
　　首钢京唐汪国川：公司有强烈的绿电使用需求 今年拟购买绿电1.45亿千瓦时
　　“目前国家大力支持清洁能源发电、实现发电系统结构变革，党的十九届五中全会将推动能源清洁低碳安全高效利用作为加快推动绿色低碳发展的重要内容。同时外部客户要求生产的汽车用钢使用绿色发电。因此我公司有强烈的绿电使用需求。”汪国川对本刊说。采访中，他介绍了首钢京唐进行绿电交易的情况，回答了绿电交易渠道是否畅通等问题。
　　记者：请简述贵司交易（使用）绿电的情况。
　　汪国川：2021年下半年国家推动电力市场化改革工作，鼓励工商业用户都进入电力市场交易。我公司响应国家号召及时进入了电力市场化交易并与售电公司签订市场化购售电合同，并向冀北电力交易中心申请成功参与绿电市场化交易工作，2022年通过电力市场化交易拟购买绿电1.45亿千瓦时。
　　记者：贵司有无对绿电交易（使用）的举措或规划？
　　汪国川：我公司正在积极争取多使用绿电，首先与售电公司通过市场化途径提高购买绿电比例，其次考虑建设清洁能源发电的可行性。
　　记者：您认为，2021年8月国家发展改革委、国家能源局印发实施的《绿电交易试点实施方案》对本公司、钢铁行业交易（使用）绿电能否起到规范、促进作用？
　　汪国川：开展绿色电力交易试点，通过体制机制和制度创新，充分发挥市场作用，能够全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，引导全社会形成主动消费绿色电力的共识。通过强化可再生能源电力消纳责任权重的刚性约束，将消纳责任权重分解至电力用户和售电公司，激励广大市场主体积极参与绿色电力交易。通过试点工作逐步补充完善并规范绿电交易机制。
　　记者：结合贵司或行业的实际情况，谈谈目前绿电交易的渠道是否畅通？是否理想？如果渠道不太理想，请陈述理由。
　　汪国川：目前对于加入市场交易的用户的绿电交易只能通过售电公司购买，没有直接建立有需求的绿电用户与绿色发电企业的交易联系机制，存在信息不对等的情况，可能会导致双方的诉求不能得到充分的响应。
　　记者：您对目前的绿电交易（使用）情况有何期盼？有何建议？
　　汪国川：要充分发挥绿电对“双碳”目标的作用，首先要保证绿电全部消纳，避免出现弃风弃光的情况。可以考虑根据目前绿电占全部发电的比重情况合理配置给相应的用户以及售电公司，同时还可以避免价格波动过大。
　　裴进：越来越多的企业有意愿参加绿电交易 但有难题待解
　　“2020年12月30日，为进一步通过市场机制促进清洁能源消纳，国家能源局华北监管局印发了《京津冀绿色电力市场化交易规则及配套优先调度实施细则》。电力用户按照规定进入或退出绿色电力交易市场，需要提前签订入市协议。”裴进以冀北为例给出了企业参与绿电交易步骤如下：
　　“第一步，已在冀北电力交易平台完成注册手续的直接交易用户（用电性质应为非居民、农业性质，不包括张家口四方机制集中电供暖用户），均可自愿申请参与绿电市场化交易。第二步，申请参与绿电市场化交易的直接交易用户，需填写《冀北直接交易用户参与绿电市场化交易申请书》，并加盖企业公章后扫描上传交易平台。第三部，售电公司和代理用户签订绿电结算协议，电力交易中心根据绿电结算协议对用户绿电进行结算。”裴进说：“越来越多的企业有意愿参与绿电交易”，“如何将企业使用可再生能源获得可再生能源超额消纳凭证和碳配额清缴履约工作结合起来是目前一大难题”。
　　记者：根据实际看，是否有更多的企业有购买绿电的意愿？
　　裴进：绿色电力在价格方面与常规电力交易相比，最大的特点是具有电力价值和绿色价值，所以绿电价格一般相对于普通火电有“溢价”，用户花钱买一度绿电的价格比平时买火电要贵，2021年10月份“1439号文件”(《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发布以后取消了目录电价。燃煤机组电价随着煤价波动，在目前燃煤高位运行的情况下，绿电边际成本低，绿电和普通火电电价现在不相上下，甚至绿电价格更低。用户在购买电能的同时，获得“绿色电力消费证明”或者“可再生能源消纳凭证”。随着绿电和普通火电的价格差距缩小，甚至更低，越来越多的企业有意愿参与绿电交易。有些外国公司要求出口商品提供绿色电力证明，外贸出口的企业参与绿色电力交易可以为相关产品出口海外、增强国际市场竞争力提供重要支撑。
　　记者：目前绿电交易采取怎样的方式？这种方式有何不足？
　　裴进：目前已经开展绿电交易的省份大多数开展的交易品种是以双边协商交易为主，双边协商交易是售电公司、直接交易用户与电厂进行双边进行协商定量定价，例如冀北目前只是开展了绿电年度双边协商交易，前期没有参加年度交易的用户后面月份暂时没办法参加绿电交易，目前这种双边协商的交易方式导致有些规模小的售电公司和直接交易用户需要绿电，但他们没有绿电资源，只能四处打听寻找绿电资源。
　　随着越来越多的企业需要使用绿电，电力交易中心增加绿电交易的品种和场次是大家比较期待的，比如增加月度绿电集中竞价交易或者摘挂牌交易。
　　记者：您认为目前进行的绿电交易过程中的难题有哪些？
　　裴进：第一，全国碳市场成立之后，高耗能企业作为碳排放大户，以后需要参与碳配额清缴履约。目前用户采购的可再生能源电量，北京电力交易中心发放的是可再生能源超额消纳凭证。如何将企业使用可再生能源获得可再生能源超额消纳凭证和碳配额清缴履约工作结合起来是目前一大难题，如果两者能挂钩将大大增加企业使用绿色电力的动力。
　　第二，可再生能源超额消纳凭证省际交易难。目前部分省份已开展可再生能源消纳量责任权重指标，要求国网、售电公司和零售用户消纳可再生能源电量，例如北京市发展改革委也于2021年3月21日下发了《2021年北京市可再生能源电力消纳考核工作方案》，明确指出本市2021年可再生能源电力总量最低消纳权重为18%，消纳考核对象主要包括：国网北京市电力公司、独立售电公司、通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。其中，通过电力批发市场购电的电力用户是指2021年参与北京地区电力市场交易且未经电力公司或售电公司代理的用户。
　　但是参与绿电交易后产生的可再生能源超额消纳凭证无法在省间交易，例如新疆的售电公司交易可再生能源获得了可再生能源超额消纳凭证，但是目前只能在新疆省内的售电公司和用户之间交易，如果新疆产生的可再生能源超额消纳凭证想卖给北京市的售电公司或者企业目前还不能实现，实现可再生能源超额消纳凭证省间交易将会增加大家使用绿电的积极性。
　　记者：从贵公司接触到的企业看，企业对使用绿电的积极性如何？
　　裴进：就目前售电公司接触到的企业来看，社会对绿电的宣传力度还不够，企业对绿电还不熟悉，目前使用绿电的大多数是有意愿承担更多社会责任的企业。
　　记者：整体看，绿电交易正在向好的预期方向发展，但也面临不足甚至难题。对此，您有何建议？
　　裴进：在全社会广泛开展低碳宣传教育，加大绿色低碳理念宣传力度，提高绿电消费意识；引导全社会树立清洁消费的低碳理念，培育绿电消费需求。
　　李琼慧：完善绿电交易机制 促进新能源发展
　　2021年新能源进入后补贴时代，实现了平价上网，但平价上网并不意味着平价使用。由于目前新能源电力不具备市场竞争优势，但又必须大力发展，因而绿电交易被寄予厚望。实施绿电交易，就有一个绿电交易和新能源市场化交易的衔接的问题；以问题为导向，推进我国绿电交易前行是当务之急。以上也正是现任国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧文章的内容。
　　01开展绿色电力交易试点的背景及意义
　　 2021年9月，国家发展改革委、国家能源局正式函复《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工作方案，我国正式启动绿色电力交易。2021年是我国集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和陆上风电项目全面实现平价的第一年，也是继2019年我国出台可再生能源电力消纳保障机制（以下简称我国的配额制）后，出台的又一促进新能源发展的激励政策。
　　2019年出台配额制时，由于新能源补贴尚未退出，我国的配额制和国外配额制有很大区别。国外的配额制配套强制绿证，通过强制绿证交易使新能源获得类似补贴的额外收益，施行的是强制配额+强制绿证，自愿绿证是配额制度之外补充。我国施行的是强制配额、自愿绿证和证电分离的政策，配额制政策并未配套强制绿证交易，新能源发电并不能从中获得额外收益，配额制政策配套的超额消纳量交易只是在承担配额主体之间交易，获得的收益无法在发电侧分享。2021年开始进入后补贴时代，新能源实现了平价上网，但由于其发电出力随机性、波动性，在电力市场与常规电源相比并不具备竞争优势，因此业内许多专家寄希望于绿电交易，通过绿电交易产生的绿电附加收益也被寄希望成为平价时代加快绿色能源发展的重要的市场化激励机制。在平价时代，配额制政策需要进一步完善以适应新能源发展的新形势，通过绿电交易和其配套绿电认证机制，更好地发挥其政策的激励作用，为有效实施可再生能源消纳保障机制及电力用户履行社会责任提供支撑。
　　此外，我国现行的2017年出台的自愿绿证及其交易制度，从设计的目的来看，当时主要为缓解日益扩大的新能源补贴缺口，激励机制不足，导致绿证价格很高，虽然核发量和挂牌量较大，但交易率很低。从实际需求来看，国内许多出口型企业有购买绿证需求，但由于国内绿证价格高，且我国绿证在国际范围的认可度和接受度不高，出现一些国际绿证签发机构在国内开展绿电认证和签发业务以及一些企业在国内购买国际绿证的怪相，也迫切需要建立我国绿电交易机制及绿电认证体系，实现绿电全生命周期可信溯源及权威认证，为应对国际低碳贸易壁垒提供支撑。
　　02我国绿电交易与新能源市场化交易
　　 一、绿电交易
　　绿色电力交易特指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消纳认证。绿电交易是在电力中长期市场机制框架内，设立独立的绿色电力交易品种。该交易品种设立的目标是为突出绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等方面的优先地位，为市场主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务。
　　其一，从绿电产品类别来看。初期，绿色电力产品主要为风电和光伏发电企业上网电量；条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。绿色电力交易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；带补贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再领取补贴或注册申请自愿认购绿证，不计入其合理利用小时。
　　 其二，从绿色电力交易市场主体来看。初期，主要包括电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司；下一步将电动汽车、储能等新兴市场主体纳入绿色电力交易。
　　其三，从交易方式来看。主要有两种，一是电力用户通过直接交易方式向绿色电力企业购买绿电，初期主要是省内交易，通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式形成交易价格达成交易。二是电力用户向电网企业购买其保障收购的绿电，省级电网企业、电力用户以挂牌交易、集中竞价等方式形成交易价格；省级电网企业也可通过省间市场化交易购入绿电再出售本省电力用户。
　　其四，绿电交易收益分配。绿电直接交易产生的附加收益归发电企业。向电网企业购买的带补贴的绿电，由电网企业代售代收，附加收益用于对冲政府补贴；发电企业自愿退出补贴参与绿电交易的，附加收益归发电企业。向电网企业购买的其他保障性上网的绿电交易，产生的附加收益专款用于新型电力系统建设。
　　自 2021年9月开展绿电交易试点以来，截至2021年底，累计开展绿电交易76亿千瓦时，共有17个省份开展绿电交易，其中，省内58.4亿千瓦时，省间18.0亿千瓦时。从参与主体来看，光伏成交电量占比91%、风电占比9%；用户侧成交电量排名前五的企业电量占比达81%，呈现高度集中的特点。从交易价格来看，首次试点交易成交电价较当地中长期市场均价高3-5分/千瓦时。
　　二、新能源市场化交易
　　随着电力市场化改革的推进，我国陆续开展了新能源市场化交易探索。目前，新能源发电量主要仍以优先发电的形式保留在电量计划中，保障小时数内对应的电量执行按资源区的标杆上网电价或当地火电基准电价，保障小时数以外部分采用市场化方式形成价格。新能源主要参与三个市场，包括中长期电力市场（直接交易、发电权交易、省间外送交易）、现货市场和辅助服务市场。从市场范围来看，包括省内市场和省间市场。
　　2021年，我国新能源市场化交易电量2375亿千瓦时，占新能源总发电量的 29.2%；其中，新能源省间交易电量1300 亿千瓦时，占新能源交易电量 54.7%；省内交易电量 1075 亿千瓦时，占新能源交易电量 45.3%。新能源省间中长期交易电量 1264 亿千瓦时，跨区现货交易电量 38 亿千瓦时，分别占省间交易电量的 97.1 % 和 2.9%。中长期交易中省间外送交易、电力直接交易、发电权交易分别占95.2%、3.0%和1.8%。初步统计，目前新能源参与电力直接交易的价格相对当地燃煤基准电价降幅超过1分/千瓦时。
　　三、绿电交易和新能源市场化交易的衔接
　　一是绿电交易与其他中长期交易的衔接。对于已签订中长期交易合同的电力用户，希望参与绿色电力交易的，可通过市场化方式对原合同进行调整或转让，绿色电力交易时段划分、曲线形成等方式应与其他中长期合同有效衔接，并优先于其他中长期交易合同执行和结算，由市场主体自行承担损益和风险。
　　二是绿色电力交易与现货交易的衔接。对于现货试点地区，推动省内现货市场与绿色电力中长期分解曲线相互衔接，在中长期阶段，引导市场主体根据实际发用电情况开展绿色电力交易，避免出现较大偏差；在现货阶段，为市场主体提供优先出清的市场机制，促进绿色电力交易电量有效履约。
　　03发挥好绿电交易的作用还需要解决好几个问题
　　  其一，加强绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重政策的衔接。目前我国的绿电交易仍以自愿交易为主，没有建立绿电交易与基于可再生能源消纳责任权重的强制配额的衔接关系，（因而）绿电交易的规模小、频次低，绿电交易的作用没有充分发挥。同时，我国绿电交易与新能源市场化交易同时存在，市场关系比较混乱。建议将绿电交易与可再生能源消纳责任权重政策相衔接，强化可再生能源电力消纳责任权重的刚性约束，将消纳责任权重分解至电力用户和售电公司，将绿电交易逐步演变为类似于国外配额制下的强制绿证交易，充分发挥绿电交易推动绿色能源发展的作用。
　　其二，理顺证电关系，做好绿电交易与绿证交易的衔接。目前，我国绿电交易与绿证交易并存，绿电市场“证电合一”和自愿绿证市场的“证电分离”造成双市场机制下的证电关系混乱。建议尽快厘清强制绿证与自愿绿证的关系。将基于绿电交易的强制绿证作为（为）市场主体完成可再生能源消纳责任权重的主要途径，坚持“证电合一”，以物理消纳量为完成消纳责任权重的主要方式，绿证随绿色电力交易流通至电力用户、售电公司、电网企业等市场主体。自愿绿证可考虑“证电分离”，以强制绿证交易为主、自愿绿证作为补充方式，落实各地区消纳责任主体责任。
　　其三，绿色电力交易与碳交易机制衔接。绿电交易和碳排放权交易都是推进能源绿色低碳转型的重要市场机制，但绿电交易市场与碳交易市场可能存在重复支付环境费用的问题。需要加快研究通过CCER等机制建立绿色电力市场与碳市场的连接，避免电力用户在电力市场与碳市场重复支付环境费用。
　　其四，尽快出台与绿色电力交易配套的绿色电力消纳认证体系，制定绿色电力消纳认证的方法学和标准，尽快实现国内绿证与国际绿证的接轨。目前国内绿证尚缺乏有效认定，绿证的唯一性、有效性还没有官方和权威机构的认证，导致国内绿证很难获得国际社会认可。以Green-e和I-Rec为代表的国际绿电认证机构均采用“基础框架+本地化”的模式，建立不同国家和地区的绿电认证标准。在开展我国绿色电力消纳认证体系的同时，应加强与国际认证机构开展认证标准的互认互通，为我国企业应对国际低碳贸易壁垒提供有效途径。