三大难点和四条对策 01、绿电定价机制有待完善 02、多年期绿电交易有待普及 03、跨省跨区交易需求亟待满足
首先，降低省间交易门槛。 其次，完善绿电消费与碳市场、能耗“双控”机制的联动。 再次，加强绿证公信力。理顺绿证与超额消纳量、CCER（国家认证的企业自愿减碳量）之间的关系，最大化避免重复计算，方可有效提升绿证在国际社会的认可度。 最后，进一步引导和鼓励企业的绿电消费行为。 近日中国能源研究会理事长、国家能源局原副局长史玉波在《我国绿电交易现状及重点问题研究》报告（以下简称《报告》）发布会上指出，“我国绿电交易仍然面临一些重点问题和挑战，包括绿电供给能力不足、消费不活跃，我国绿证国际互认度不高、绿电交易制度体系有待完善等，亟需各方凝聚合力、共同探索解决方案。” 在绿电消费方面，绿电资源禀赋与需求中心实际上呈空间逆向分布，同时省间交易仍存在障碍，阻碍了绿电消费。 完善交易机制 面对现实挑战，庞博建议：“进一步提升绿色电力供给能力，激发绿色电力消费需求，推进绿色电力消费核算认证，推动多级协同的绿电领域标准矩阵布局。” 广州电力交易中心总会计师王鑫根建议扩大绿电准入范围、鼓励省间绿电交易、营造绿电消费氛围；完善绿证全生命周期管理、推动绿证在更大范围应用；加强绿电与常规电能量市场衔接，尤其是加强绿电交易与常规电力中长期交易衔接和保障绿电交易与电力现货市场有序协调。 陈臻也认为，应加快构建电碳市场协同体系，打通电、证、碳数据信息互通，促进绿电消费，同时发挥行政治理与市场机制对绿电消费的引导作用，鼓励分布式可再生能源发电参与绿电交易。另外，还应提高绿电交易的合规性，营造支持绿电交易发展的法治环境，提升我国绿电市场化配置能力，探索将核电纳入绿电交易的方法路径。 我国绿证起步较晚，配套机制有待完善。面对国际认可度不高的情况，陈臻指出，应进一步完善绿证核发追踪系统，加强绿证全环节监管与惩罚机制建设，妥善解决环境价值的重复计算问题，更要积极参与国际绿证标准研究，构建国际互认体系。一是绿电交易周期向长周期拓展。借鉴国外长期购电协议的设计思路，建立风电、光伏项目通过长期购电协议（PPA）参与绿电交易机制。鼓励电力用户与在建、已建发电企业签订5～10年的长期购电协议（PPA），建立促进绿色电力发展的长效机制。考虑到在建风电、光伏项目尚未纳入市场主体，需做好在建风电、光伏项目的市场准入和注册等工作的衔接，健全避险、违约机制及条款，PPA中明确电量、电价机制、支付方式、协议期限、因无法按时并网等因素导致的违约责任等相关合同文本。 二是绿电交易与可再生能源消纳责任权重、能耗“双控”、碳排放等机制有序衔接。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。 三是市场主体范围进一步拓展，交易模式更加丰富。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，激发市场活力。
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