绿色电力交易是在现有电力中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，并提供相应的绿色电力消费认证。目的是为引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易。绿色交易市场的不断扩容和完善，有望激活绿电长期成长活力。
一、绿电交易价格“忽高忽低”，市场需政策引导
由于风电、光电等绿色电力具有波动性强、不确定性大等特点，当前绿电交易以电量交易为主，结算周期以年、月为主要单位，而绿电市场化交易定价，则反映绿电的供需、成本等情况。
北京绿色交易所副总裁王辉军说道，绿电电价由电能量价格和环境溢价组成，电能量价格执行燃煤基准价（燃煤基准价，即发改委根据我国市场煤电的行情制定的价格），因此燃煤基准价是绿电定价的参考标准，由于各地资源禀赋不同，绿电电价也有所差异。“一般来说，国家电网的平均绿电价格，要比燃煤基准价每度电溢价8分钱左右，南方电网则溢价5分~6分钱。”
那么，实际绿电价格情况如何？据不完全统计，目前广东、浙江两省每月均长期发布电力交易数据，这也是全国绿电交易需求量比较大的省份，从中可以一窥绿电市场交易情况。
一般来说，受当前政策对绿电交易价格的保护机制，绿电交易价格对比煤电价格要高一些，但根据广东、江苏电力交易中心数据来看，部分时间段的绿电价格却低于实际交易的燃煤电价，环境溢价表现并不突出。
比如据广东电力交易中心数据，去年12月绿电交易，电能量成交均价为508.6厘/千瓦时，环境溢价均价25.6厘/千瓦时，而煤电成交均价为554厘/千瓦时，相比之下绿电价格更低。
值得注意的是，去年7月广东绿电交易均价为518.03厘/千瓦时，煤电成交均价为492.71厘/千瓦时，绿电价格反而高于煤电价格。
可以看出，在实际交易中，绿电交易价格的变化会受到供需关系的影响，呈现忽高忽低的特点。王辉军分析称，随着各地政策利好，绿电环境溢价终将显现出来，绿电的价格会伴随电价市场的放开，以及对能源需求的增加，呈现上升的一个趋势。从实际交易情况来说，绿电的区域供需市场不均衡、省间交易机制有待完善、规模化绿电需求尚未完全释放，需要依靠市场化机制去调节供需关系。
2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》绿电交易扩容，可再生能源项目或将全部参与绿色交易，改善绿电供给。文件提出要推动平价可再生能源项目全部参与绿电交易的基础上，稳步推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易。在此之前，享受享受补贴的风光项目需放弃电价补贴才可参与绿电交易，导致很多项目放弃绿电市场交易，此次扩容有望改善绿电电源侧供给。
激励补贴项目参与绿电交易，纾困资金紧张。政策鼓励绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本地区绿电结算电量平均水平的绿电项目，由电网企业审核后可优先兑付中央可再生能源补贴。有望帮助补贴回收困难且资金紧张的项目纾解压力。
绿电溢价和中央补贴难兼得，但影响有限。文件提出，享受国家可再生能源补贴的绿色电力，参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。随着国内可再生能源的迅速发展，国家可再生能源相关补贴压力较大。无论是绿电收益还是中央补贴，实际上都是绿电的环境价值的兑现，以绿电溢价冲抵补贴，一定程度上还可解决补贴拖欠现金流不足的压力。
二、企业纷纷加入使用绿色电力行列，绿电交易规模保持快速增长
深圳一些企业已经切身感受到供应链上传导过来的压力。苹果公司计划到2030年实现生产供应链和产品生命周期的碳中和，欣旺达、立讯精密、裕同科技等位于深圳的苹果供应商也许诺，将使用100%可再生能源电力生产苹果产品的配件。
“近年来，一些大的企业对产品生产过程的绿色化要求越来越严格，并要求下游供应商制订相应的规划。”有企业代表透露，“这是一个要求不断提高的过程，直到我们最后接受。”
腾讯、富士康、华为、比亚迪等企业也制定了自身的碳减排、碳中和目标。
腾讯提出，“不晚于2030年，实现自身运营及供应链的全面碳中和；不晚于2030年，实现100%绿色电力”。富士康在《工业富联碳中和白皮书》中许诺，到2030年运营碳排放较2020年基准年下降80%，2035年实现运营范围碳中和。华为提出“将绿色环保要求融入采购质量优先战略，与供应商一起持续降低供应链碳排放总量，实现供应链绿色低碳可持续发展”。比亚迪也启动了碳中和规划研究，并计划未来强化上中下游产业链节能减排。
对企业来说，使用绿色电力是满足客户绿色用能要求、实现自身碳减排的重要手段。
根据国家发展改革委、国家能源局制定的《绿色电力交易试点工作方案》，绿色电力交易初期产品为风电和光伏发电企业上网电量，而绿色电力交易实际上就是在现有的电力中长期交易框架下设立的独立绿色电力交易品种。在进行市场交易的时候，市场主体在申报电量的同时，分别申报电能量价格和环境溢价，相关价格通过市场形成。北京、广州电力交易中心分别负责组织和管理各自区域内的绿色电力交易。
外资、出口型企业对绿电的需求较高。广州电力交易中心的统计显示，南方五省区内参与绿电交易的主体覆盖数据中心、金属制造、建材化工、能源、食品生物等行业，其中港资、外资及外向出口型企业占比超过70%。
越来越多的企业加入使用绿色电力的行列，绿电交易规模也在保持快速增长。2023年前3个月，全国绿电交易规模达到250.26亿千瓦时。
供给不足和价格偏高，是制约企业大规模购买绿电的主要原因。
由于供给有限，绿电价格相对稳定，普遍高于当地电力中长期交易市场均价。公开数据显示，国家电网经营区域内，绿电交易的溢价在0.02053—0.1055元/千瓦时；南方电网经营区域内，2022年绿电价格比市场均价高出0.01—0.03元/千瓦时。
制造业普遍对电价敏感，有多名企业代表在上述座谈会上表示，绿电价格高于企业当前用电价格，如果客户不愿意承担这部分环境溢价，企业自身则没有使用绿电的意愿和能力。
腾讯碳中和战略高级顾问翟永平此前对记者表示，短期内，企业使用绿电会增加用能成本；长远来看，预计绿电价格会降低并且具有竞争力，因为风电、光伏发电的成本是固定的，未来新能源的上网电价也会与煤电价格脱钩。
三、绿电需求在增长，供给如何扩容
尽管绿电需求在增长，但绿电交易电量占市场交易电量的比重仍然较低。中电联的数据显示，2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.25万亿千瓦时，其中绿电交易227.8亿千瓦时，占比只有0.4%。
供需量价预期的不匹配是绿电扩容面临的现实难题。在需求侧，企业希望绿电供应充足、价格便宜；而在供给侧，新能源发电企业只有获得较高的环境溢价，才有动力主动参与绿电交易。
《绿色电力交易试点工作方案》规定，目前参与交易的绿色电力主要为风电和光伏发电，未来条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。有电力交易机构人士表示，随着社会绿色消费需求的增加，未来绿电范围还将扩大至海上风电、分布式光伏及常规水电。
现阶段，绿电交易只纳入了平价的集中式陆上风电、光伏发电项目，分布式光伏、海上风电、水电等均未被纳入绿电交易范围。截至2022年底，我国风电、光伏发电装机容量为7.6亿千瓦，占总发电装机容量的比重达到29.7%，但符合参与绿电交易条件的项目十分有限。截至2022年底，国家电网经营区域内，风电、光伏发电装机容量为6.4亿千瓦，其中平价项目为1.5亿千瓦，占比23%；南方电网经营区域内的风电、光伏发电装机容量在6700万千瓦左右，其中平价项目为1000万千瓦，占比15%。
这些平价风光项目也只有部分电量参与了绿电交易。为了保障平价项目的收益，国家发展改革委、国家能源局在2019年1月发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，明确对平价项目执行优先发电和全额保障性收购政策。此后，随着推动工商业用户全部进入电力市场，多个省份将风电、光伏纳入优先发电，以对应居民、农业等用户的优先用电。
协合新能源集团CTO、北京协合运维风电技术有限公司董事长兼总经理陆一川对记者表示，现在平价项目有保障性收购，执行当地的燃煤基准价，并且工程造价处于下降通道，其盈利性不比早年带补贴项目差。保障性收购以外的电量才会进入市场，市场化电量占比将不断增高。目前绿色溢价只有2—3分钱，绿证绿电收入只占发电企业收入的一小部分。“绿电绿证的稀缺性会越来越强。”
带补贴的风电、光伏发电项目参与绿电交易需要放弃补贴，由于目前绿电溢价的吸引力不足，因此对补贴强度高的项目，发电企业更倾向于等待补贴，参与绿电交易的意愿较低，这也限制了绿电供给规模的扩大。
实际上，随着新能源装机规模的快速增长，绿色电力产品相对充足。国家能源局的数据显示，2022年，我国风电、光伏的发电量已经达到1.19万亿千瓦时，占全社会用电量的比重为13.8%。但新能源既有平价项目，也有补贴项目，有些项目尚未纳入绿电交易的范围。此外，新能源既可以参与绿电交易，也可以选择参加常规市场化交易。参与常规市场化交易如何获得绿色属性认定尚不明确。
从政策设计的角度来看，风电、光伏的发电量均为绿色电力产品，无论新能源以哪种方式参与市场交易，对应电量都应获得绿色属性认定。此外，保障新能源发电企业的合理收益，是引导补贴项目进入绿电市场的关键。
在近期举办的电力市场联合学术年会上，北京电力交易中心副总经理庞博表示，新能源将主要通过保障性收购、绿色电力交易和常规电能量交易进行消纳。这三种模式均可以实现新能源的电能量价值和环境价值，但要确保绿证作为消费凭证的唯一性和可溯源性。其中，保障性收购电量的环境权益转移至优购用户，绿电交易电量的环境权益随电能量转移至用户；常规电能量交易的电量，由发电企业获得对应绿证，通过绿证交易，发电企业可以将环境效益变现。
庞博认为，带补贴新能源项目参与绿电交易市场，应当探索采用与平价机组的分场交易、对带补贴机组进行限价的方式，保障平价机组环境溢价的合理回收。
2023年2月15日，国家发展改革委、财政部、国家能源局印发了《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（以下简称《通知》）。《通知》扫清了补贴项目参与绿电交易的障碍，发电企业可以在绿电溢价收益和补贴之间二选一。
具体而言，享受补贴的项目参与绿电交易时，高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。
此外，《通知》明确，保障性收购并享受补贴的绿色电力，可以由电网企业统一参加绿电交易，或者由北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司将对应的绿证统一参加绿证交易，参加绿电、绿证交易产生的收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。
绿电交易溢价冲抵可再生能源补贴，有利于缓解企业因补贴拖欠带来的现金流紧张问题。政策层面正在推动绿电消纳保障机制和能源“双控”制度挂钩，引导、约束市场主体扩大绿色电力消费。
