2021年9月7日，全国绿色电力交易试点正式启动，我国可再生能源环境价值开始在电力市场中体现。历经五年探索发展，如今，绿电交易已转为常态化运行，交易机制持续成熟，市场活力持续释放。
截至8月25日，蒙东电网今年绿电交易规模突破86亿千瓦时，较去年全年增长77.47%，提前完成85亿千瓦时的年度绿电交易目标；截至8月21日，河北南部电网今年累计绿电交易量突破百亿千瓦时大关，较2025年全年交易量增长206%；今年1—7月，福建省绿电交易电量达18.95亿千瓦时，省间绿电交易电量约为2025年同期10倍。
■■角色发生变化
我国电能量交易分为电力中长期交易和现货交易，绿电交易属于电力中长期交易，主要包括跨省跨区绿电交易和省内绿电交易。2024年，我国绿色电力交易实现全覆盖。同年8月，《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》发布，我国从国家层面确立统一的绿电交易规则。今年3月1日，新版《电力中长期市场基本规则》施行，绿电交易正式成为电力中长期市场的交易品种。
市场驱动力正发生转换。“初期绿电需求主要来自大型跨国企业、出口型企业和有ESG诉求的用户，具有较强的自愿消费特征。近年来，绿电需求开始由‘企业愿不愿意买’逐步转向‘市场竞争需要买、部分行业必须买’。”华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利告诉《中国能源报》记者，“绿电不再只是企业履行社会责任的成本项，而是成为出口竞争、产品碳足迹管理和产业准入中的生产要素，新能源的价值实现方式正在发生根本变化。”
“从‘任务’到‘加分项’再到‘生死线’，绿电在行业中的角色发生变化，采购模式也同步在变。”固德威副总裁王英歌告诉《中国能源报》记者，从买证到建源，绿电交易的下一个五年属于产消者。“我们不再单纯‘买电’，还开始自己‘建电’。”
这一转变推动售电服务端交易体系升级。碧澄能源发展有限公司总裁兼首席运营官田大勇接受《中国能源报》记者采访时表示，该公司业务已由新能源资产投资运营延伸到代理购电、绿电交易和用户侧综合运营。交易模式由早期以年度双边交易、固定电量和绿证补充为主，演进为“多年期/年度锁量+月度和月内调整+现货及滚动撮合+绿证补充”组合。
■■出现新挑战
2021—2025年期间，全国绿电交易成交电量分别为87亿、181亿、697亿、2336亿、3285亿千瓦时，实现跨越式发展。规模发展背后，出现新挑战。受访人士指出，现在的挑战更多表现为物理绿电资源配置受限、跨省交易能力不足，以及绿电与绿证之间价格信号不完全一致。
受东西资源禀赋空间错配影响，现实的消纳难题依然存在。“根本问题在于跨省跨区输电通道和交易机制仍存短板。”王英歌直言。
“绿电交易受电网输送能力、交易曲线、合同执行和区域市场边界等约束，而绿证可以脱离物理电量交易，两者流动性不同，价格容易出现偏离。”王永利称。
田大勇认为，绿电与绿证不应机械等价。“价格信号分散，会增加企业预算、比价和长期合同定价难度。”
完整可溯源的物理电量仍是关键。“2025年中国绿证获得RE100全面认可，这是重要进展；但不同海外客户、温室气体核算体系和产品规则的边界并不完全一致，国际规则也正在朝着更细的时间匹配和可交付性要求演进。企业往往需要同时证明用电计量、交易合同、结算电量、电源信息、绿证划转与核销，以及这些电量如何分摊到具体工厂和产品。购买绿证可以证明绿色电力消费，但不能自动替代完整的产品碳足迹核算。”田大勇说。
■■推动绿电环境价值市场化
王英歌坦言，五年时间，绿电交易市场规模翻了40倍。但仍需迈过物理供给、价格错位、国际互认三道坎，绿电的环境价值才能真正兑现。
王永利认为，要实现绿电环境价值市场化，重点是建立统一、透明、可传导的绿色环境价值体系。绿电和绿证可以有不同的交易形态和价格，但同一度可再生能源电力的环境属性应当具有一致的价值基础。
“绿电常态化推动的是新能源行业从扩大装机转向提高单位新能源资产的综合价值。未来企业竞争的不只是度电成本，还包括交易能力、负荷匹配能力、跨区域配置能力和长期客户资源。政策层面需要继续把绿电、绿证和电能量价格边界划清，使绿色环境价值能够独立、透明地形成价格。这样，绿电市场才能真正把用户对绿色能源的需求传导为新能源投资和运营的长期价格信号。”王永利说。
“对制造企业而言，稀缺的是兼具区域匹配、交付稳定和完整溯源的绿电产品。”田大勇建议加快绿电直连、就近消纳、分布式新能源聚合、源网荷储一体化等模式落地。对可调节负荷应给予清晰的市场准入、结算和价值补偿机制。制造企业通过调整负荷、参与需求响应和辅助服务，既能降低自身绿电采购成本，也能为新能源消纳和电网安全提供系统价值。
“国家已出台多项支持政策，但要让企业真正 ‘敢投敢建’，还需要在输配电价、审批流程、并网手续上继续松绑，让绿电直连项目能更顺畅地接入现有电网体系。”王英歌说。
