我国新能源发展及绿电市场建设还有很长的路要走，粗放式发展可能导致投资浪费，所以绿电市场建设需要精雕细琢，进一步完善相关政策和机制。不加强政策支持和监管，不提高调度灵活性与市场开放性，很难激发各类主体参与建设新型电力系统。
我国绿电交易已两周年。两年来，有关绿电交易的地方政策、项目与日俱增，交易规模也呈现快速增长态势。当前我国绿电交易情况如何？企业在绿电交易过程中面临哪些难题？绿电交易快速发展还需要完善哪些环节？围绕上述问题，《中国能源报》记者近日专访了中国新能源海外发展联盟副理事长罗琦。
政策激发绿电交易发展
中国能源报：目前我国绿电交易现状如何？
罗琦：从2021年国家发改委、国家能源局发布绿电试点交易方案以来，国家层面已发布五六项政策。近期，相关主管部门联合推出一系列鼓励可再生能源发展的强有力政策，绿证就是其中一项。
截至2021年，中国绿电交易超过400亿千瓦时，绿证交易超过3400万张。与绿电交易相关的零碳园区、零碳工厂，以及推进绿电交易的地方政策和项目如雨后春笋般涌现。
目前，我国正加快建设新型电力系统，绿电市场正在迅速发展。2030年国内生产总值对应的能耗应比2005年下降20%以上，已然成为必须完成的战略目标。
如今，全国各地正如火如荼建设新能源项目，提升微电网建设比例，增加分布式能源的接入比例，绿色能源、绿色电力的供应在不断增加。但当前，我国绿电市场仍然存在一些问题：新能源发电不稳定给电力系统带来一定压力和风险；新能源发电开发成本高，发电系统成本受制于储能拖累下降缓慢，绿电交易的市场机制有待完善，电力市场需要加强监管和规范。
中国能源报：国外绿电交易有哪些经验可借鉴？罗琦：总体来看，国外绿电市场建设较成熟，建立了系统完善的政策体系。例如，美国构建了与强制市场配套的可再生能源配额制度，欧盟通过指令要求所有欧盟成员国必须建立国家绿色电力证书，并建立了“欧洲能源证书系统”的联合标准。
欧美还构建了较完善的绿色电力市场机制，在强制市场或自愿市场中，市场主体均可通过多样灵活的方式进行绿色电力消费。此外，国外还建立了成熟的绿色电力证书（以下简称“绿证”）全生命周期管理机制，绿证签发、划转、注销全流程均可追溯。
绿电交易存在价格错配
中国能源报：您提到绿电交易仍然存在的问题，请具体展开谈一谈？
罗琦：当前绿色电力交易主要存在以下几个问题：首先，绿电价格形成机制有待厘清。如果用电企业购电成本中绿电附加价值无法直接体现，电价上涨会抑制绿电购买意愿，这也是目前绿电交易不活跃的主要因素。
其次，跨省跨区电力交易问题敏感，西北绿色电力供需存在错配，主要是我国绿色能源“西富东贫”，消费呈现“东多西少”，而电力交易灵活性和电费透明的复杂性又较难解决。特别是我国绿电价格存在错配，西北新能源平价上网电价较低，外送绿电落地电价普遍低于当地火电基准电价，无法体现绿电生态价值。
再次，“大水漫灌式”的新能源项目开发竞争激烈，老电站的利用问题与新电站的消纳问题交织，新能源很难实现高质量发展。目前，有多少新能源项目存在质量问题，多少项目存在运维问题，多少项目存在“不可告知”等问题，亟需深思探讨。
最后，目前绿电交易与碳排放尚未实现有效联动，两者参与角色不够清晰。两种政策设计分属不同主管部门，政策边际不够明显，缺乏政策引导。碳-电是否能融合，碳-电如何联动，建立碳-电融合的市场机制，发挥市场对资源配置的决定性作用十分重要。
建议加强政策支持和监管
中国能源报：解决上述问题，您有什么建议？
罗琦：一是完善电力交易规则和激励机制，突出绿电属性及价值。自然资源不同，绿电成本存在差异性，绿电在交易市场存在诸多不确定性和风险，各省电力交易细则不同，政策变化和地方性市场操纵较为严重。因此，建立完善的交易规则和激励机制，降低用电企业成本、提升绿色电力供应企业的附加价值十分重要。
二是完成绿证与绿电的融合统一，突出绿电的价格属性。我国绿证和绿电要完成核发与交易的深度融合，这样用户才会简单理解绿电的电价成分。目前，用户购买绿电既要学习绿电相关的政策，又要了解地方电力交易规则，还要完成与售电公司的商务对接，过程十分复杂，“证电合一”和“双证合一”会提升各类用户的绿电购买积极性。
三是加强政策支持和监管，解决交易的公平性。电力交易市场需要突出对绿电的支持，需要凸显对电力交易规则的设计与监督。建议地方政府加大对绿电的扶持力度，主管部门加大对电价政策的支持。各地电力市场建设进度不同，以地方特色作为不进行电力市场化改革的“幌子”，不利于地方经济发展。
我国新能源发展及绿色电力市场建设还有很长的路要走，粗放式发展可能导致诸多投资浪费，电力市场建设需要精雕细琢，需进一步完善相关的政策和机制。不加强政策支持和监管，不提高调度的灵活性与市场的开放性，很难激发各类主体参与建设新型电力系统，也很难保障绿色电力市场建设的健康发展。
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