中国储能网获悉，4月26日，国家能源局综合司发布关于公开征求《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则（征求意见稿）》意见的通知。
意见征求稿规定，国家能源局具体负责绿证核发工作。绿证交易面向社会开放，价格通过市场化方式形成。
关于绿证核发范围，文件指出，对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目上网电量，以及 2023 年 1 月 1 日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量，核发可交易绿证。
对项目自发自用电量和 2023 年 1 月 1 日（不含）之前的常规存量水电项目上网电量，现阶段核发绿证但暂不参与交易。可交易绿证核发范围动态调整。其中，1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量。不足核发1个绿证的当月电量结转至次月。
有业内人士对此表示，绿电绿证交易的不断完善，标志着我国在推动绿电交易市场、电力交易市场的机制改革上迈出新步伐，而绿电交易的开展，也将进一步激发供需双方潜力，全面助力绿色能源消纳，以市场化的方式引导社会形成绿色电力消费共识，有力推动生产方式转型，为我国完成节能降碳目标、打造绿色能源高地、实现高质量发展提供助力。
过去：能源转型驱动市场，绿电交易诞生
绿电，顾名思义就是绿色电力。主要为风电、光伏发电，符合条件的水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等各类可再生能源发电。
绿色电力证书（以下简称“绿证”）则是国家颁发的可再生能源绿色电力的“电子身份证”，可对使用的绿色电力进行溯源，精确反映企业使用的绿色电力规模和来源，对企业减少外贸出口碳关税、完成碳配额指标、提升国际和国内市场竞争力具有重要作用。
绿证可通过绿电交易、绿证交易获取。其中绿电交易是以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，电力用户可向省内和省外可再生能源发电企业购买绿电，交易电力的同时可获取国家规定的可再生能源绿色电力证书，各方认可度高。而绿证交易是指以绿证为标的物的自愿认购交易，旨在引导更多市场主体参与绿证与绿色电力交易，促进可再生能源消费。用户可通过中国绿色电力证书交易平台、北京电力交易中心、广州电力交易中心直接购买绿证
中国储能网查阅公开资料发现，早在2021年8月底，我国就开始绿色电力交易试点工作。2021年9月，在北京、广州同步启动绿电交易试点。这里所说的绿电交易，是用电企业直接对接光伏、风电等发电企业，购买绿色电能，并获得相应的绿色电力消费证明。在实际操作中，绿电和绿证均可用来抵消企业温室气体排放量，实现企业减排目标。
2022年4月，国家可再生能源信息中心完成了首批绿证同绿电交易同步划转，实现了“证电合一”。“证电合一”意味着购买了绿电的企业可获得绿色电力认证，并可将绿证在市场上进行交易，其绿色行为获得了国家认可。这意味着企业可以通过绿色电力交易市场，购买风电、光伏发电等新能源电量用于日常经营，并通过消费绿电来降低自身的碳排放。
现在：绿电供需错配，跨省区交易需求亟待满足
由于我国光伏、风电主要分布在西北、华北和东北等“三北”地区，此区域内省份可再生能源装机和发电占比较高，但对电力消费需求相对较小，绿电消纳能力不足。而对绿电刚性需求强烈的地区却都在经济发达和人口密集的东部，导致我国绿色电力供需错配现象严重。
同时，当前各省份统一的5%以内弃电率（95%可再生能源消纳）也与各省新能源电力生产和需求不相协调。这导致各省电网企业将会优先完成省内绿电的消纳指标考核任务，剩余电量才会通过电力市场进行交易，这在一定程度上制约了绿电的发展和企业碳中和进程。
当前，跨省、跨区绿电“点对点”交易的渠道还未打通，交易品种、合同周期等不够灵活，不能及时满足购电企业的需要。因此，通过跨省跨区通道输送新能源电力，将是未来新能源消纳的重要途径，降低省间绿电交易门槛是关键的机制保障。
中国储能网注意到，为了加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，4月19日，国家能源局组织起草了《绿色电力交易专章（征求意见稿）》（以下简称《专章》），作为《电力中长期交易基本规则》的补充，日前向社会公开征求意见。
在交易方式方面，《专章》明确绿色电力交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌、集中竞价等。可根据市场需要进一步拓展交易方式，鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。常态化开展中长期分时段交易的地区应按照相关规则，开展分时段或带电力曲线的绿色电力交易。《专章》要求，推动跨省区优先发电计划中的绿色电力，通过参与绿色电力交易的方式予以落实，扩大跨省区绿色电力供给，满足跨省区绿色电力消费需求。
在价格机制方面，《专章》提出，绿色电力交易价格包括电能量价格与绿证价格，绿证价格应由双方充分考虑可再生能源消纳责任权重、能耗双控、碳排放双控等因素通过市场化交易方式综合确定。除国家有明确规定的情况外，以双边协商方式组织的绿色电力交易中，不对价格进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵以及恶性竞争，可对电能量报价或者出清价格设置上、下限。电能量价格上、下限原则上由相应电力市场管理委员会提出，经国家能源局派出机构和政府有关部门审定，应当避免政府不当干预。《专章》明确，应确保绿色电力环境价值的唯一性，不得重复计算或出售。绿证价格不纳入峰谷分时电价机制、力调电费等计算，如遇国家政策调整，以最新规定为准。输配电线损电量部分对应的绿证归发电企业所有。
在合同签订与执行方面，《专章》提出绿色电力交易可根据电力中长期交易基本规则、各省级电力中长期交易实施细则、跨省跨区电力中长期交易实施细则等相关规定，在合同各方协商一致、并确保绿色电力可追踪溯源的前提下，建立灵活的合同调整机制，按月或更短周期开展合同转让等交易。
未来：点绿成金，碳、绿电、绿证市场机制加速融合
3月18日，国家发展改革委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，规定可再生能源发电项目的上网电量可被分为保障性收购电量和市场交易电量等2类，按不同原则进行交易。其中，保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。即以后绿电消纳不再通过电网进行全额“包销”，而是引入售电企业、电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。这也意味着将有更多绿色电力通过市场化交易的方式实现消纳。
4月24日，十四届全国人大常委会第九次会议对《中华人民共和国能源法（草案）》进行了审议，并向社会公布，4月26—5月25日期间，公开征求意见。根据草案，能源工作将从“能耗双控”向“碳排放双控”转变。而《绿色电力交易专章（征求意见稿）》对绿电交易限价的打开，促使碳、绿电、绿证市场机制有望加速融合。
未来，绿色电力市场与碳市场如果要更紧密地衔接，需做好绿电与碳市场在数据信息、信用信息及监管监控信息方面的信息联通。在碳市场中，需重点处理好电力间接排放的计算问题；在CCER市场中，需重点处理好绿证与CCER的转化关系。同时，建立我国绿色电力消费认证标准，加快推动绿色电力国际标准体系建设和绿证国际互认。
有业内人士对此建议，可通过推动市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重；推动参与用能权交易的企业通过购买绿色电力或绿证，在用能权核算中扣减一定比例的能源消费量；推动将发电以外的行业纳入全国碳市场，并在碳核查计算中全额扣减购买绿电带来的碳减排量。此外，可推动配电网下分布式电源通过聚合方式参与绿电交易的模式逐渐常态化，探索研究基于短期潮流追踪等技术条件下的小时级或更短周期的分散式交易模式，并根据行业发展情况，逐步将海上风电、生物质发电等新能源纳入绿电交易范畴，点绿成金，充分激发市场活力。
总结：天下万物生于有，有生于无
总之，绿电交易的诞生，起源于全球能源转型，得益于国内电力市场机制的持续完善，但更重要的是，国家政策高屋建瓴、持续跨度长达二十年的新能源产业政策，最终必然会催生更有活力的电力交易商业模式，而在推进绿电交易市场化的历史进程中，相信新的挑战与解决路径都会持续浮现，这也为新能源及储能行业未来的长久发展，提供了更多的机会窗口。
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