中国绿电交易市场机制研究综述及发展展望
本文系统梳理了中国绿电交易市场的发展历程与现状，分析了绿电交易机制对多主体交易决策、优化调度以及碳核算的影响，并总结了绿电交易市场机制与电力现货市场、绿证交易市场、碳市场、可再生能源电力消纳责任权重之间的协同机理，进而分析了绿电交易发展的瓶颈与挑战，提出了完善绿电交易机制的设计方案。
发展历程与现状： 中国绿电交易市场自2017年启动试点以来，经历了政策规范、价格机制、市场化改革和绿电交易试点等关键节点的发展。2021年9月，绿色电力市场化交易正式启动，2024年绿电交易成交电量高达204.8 TW·h，绿证核发量激增至495.488万张，但绿电交易占市场总交易电量比重仍然较低，2023年和2024年分别仅占市场总交易电量的1%和3%。绿证平均价格由2023年前的0.63元/张上升至2024年的2.22元/张，但总体仍处于较低水平，市场供需不平衡导致绿证供给过剩。
绿电交易的影响： 绿电交易对多主体交易决策、优化调度和碳核算产生显著影响。多主体交易决策方面，绿电交易价格、上网电价、绿证价格、可再生能源配额强度等因素影响发电厂商、电力用户等市场参与者的决策。优化调度方面，绿电交易推动绿电大规模上网，对电网优化调度灵活性提出更高要求，跨省跨区绿电交易促进资源互补，但受限于输电通道等因素。碳核算方面，绿电交易影响电力用户的间接碳排放核算和发电侧碳排放量扣除，需要高时空分辨率的碳核算方法。
与其他机制的协同和衔接： 绿电交易与电力现货市场、绿证市场、碳市场、可再生能源电力消纳责任权重机制之间存在协同机理。与电力现货市场协同，需要完善绿电价格与电能量价值关联机制，推动跨省跨区绿电集中竞价交易。与绿证市场协同，需要构建绿电与绿证价格机制、交易模式和互认体系，调节绿电绿证供需关系。与碳市场协同，需要建立统一的绿电碳排放核算标准，推动绿证纳入碳排放核算体系，明确绿电绿证与碳排放抵扣机制。与可再生能源电力消纳责任权重协同，需要将责任落实到具体行业或企业，完善考核机制设计。
关键问题： 绿电交易市场发展面临以下关键问题：市场参与度不足，需求侧约束不足，绿电环境价值未能有效传导；优化调度能力不足，跨省跨区绿电交易受阻；碳核算方法缺乏，国际认可度低；市场机制协同运行不畅，与各机制衔接不完善。
发展展望与完善建议： 建议建立碳排双控与绿电绿证交易协同机制，完善多年期交易机制并探索绿电现货交易机制，完善跨省跨区绿电交易机制，构建考虑绿电交易的碳核算与碳认证体系，建立“电-碳-证”多市场协同机制。
