2021年9月，南方区域绿电交易试点正式启动，全国绿电绿证规模交易开启。两年多来，广东省参与绿色 (略) 场主体数量大幅增长，涉及行业从单一主体逐步发展到多点开花， (略) 场交易规模稳步扩大。 (略) 场体制机制不够完善、绿电供需不够均衡等问题，“绿电买不到、绿证卖不掉”等现象交织，需加快推动南方区域在绿电增供扩销、 (略) 场机制、打通衔接机制等方面的建设，深度赋能我国新能源绿色低碳转型发展。

南方区 (略) 场

交易规模快速扩大

近年来，我国绿色清洁能源加快发展，可再生能源已成为保障电力供应的新力量。国家能源局数据显示，2023年，我国可再生能源总装机达14.5亿千瓦，占全国发电总装机超过50%，历史性超过火电装机。截至2023年12月31日，我国可再生能源年内发电量*亿千瓦时，约占全社会用电量的1/3；风电光伏发电量已超过同期城乡居民生活用电量，占全社会用电量比重突破15%。如何促进绿色清洁能源发 (略) 场机制实现更加高效、公平、合理的发展，成为当前行业发展的重要课题之一。绿电交易作 (略) 场核心机制之一， (略) 场化交易手段，将可再生能源发电企业直接与广大用户连接起来，有效推动了可再生能源利用规模扩大和绿色发展。

2017年和2021年，国家发改委、国家能源局先后出台了绿证和绿电交易的相关政策，以市场机制创新，开启了我国绿电消费新模式。自2021年9月试点正式启动以来，我国绿电交易政策体系初步建立， (略) 场平稳起步，规模持续扩大，环境溢价不断提升。截至2023年10月底，已累计达成绿电交易电量878亿千瓦时，核发绿证1.48亿个。其中，南方区域绿电绿证累计交易规模突破100亿千瓦时。

2023年，南方区域绿电交易电量81.2亿千瓦时，同比增长120%，绿电价格较煤电均价高1.85分/千瓦时；绿电消费集中在广东、广西、贵州等区域，用户1900多家，电力用户是绝对主力；绿电消费主要集中在金属制造、电子科技、数据通信、建材化工、能源电力、食品生物等行业，腾讯、富士康、中国石油化工、百威啤酒、中海油等众多企业成为绿电消费用户的领头羊。

对新能源发电企业而言，绿电交易可以促进新能源消纳，同时获得绿电环境价值的收益。对用电企业而言，参与绿电交易可以完成可再生能源消纳任务，树立企业绿色形象，生产具有绿色环境属性的产品，在对外出口或向有绿电消纳比例要求的采购方供货时增加竞争力。

2023年，国家能源局召开绿证核发工作启动会，首批核发绿证约*个，涉及项目1168个，发电企业755家。南方区域绿证交易约*张，折合电量9.2亿千瓦时，历史累计交易约*张，折合电量11亿千瓦时；购买企业超160家，主要为电子制造、石油化工等用户，并首次开展港澳地区用户的绿证交易；绿证交易价格正在持续走低，国际会议活动绿证消费正逐步成为标配。

目前， (略) 区域内企业购买绿电绿证的积极性增加， (略) 场交易规模还在不断扩大。

南方区域统 (略) 场实践

市场本身就是一种重要的资源，关键是要把超大 (略) 场资源优势用活、用好、用到位。

目前，“1+5”南方区域绿色电 (略) 场规则体系已构建完成，正在争取区域试点，积极改变分散建设的模式。同时，持续加深顶层设计统筹，在交易模式、价格机制、绿证核发、评价认证、平台运营等方面加强区域统一，在准入范围、偏差考核等方面则进行分省细化。此外，南方区域在绿电交易机制、绿证交易机制、绿电消费查证服务、 (略) 等领域均完成统一。

在绿电交易机制方面，明确了绿电优先组织、优先执行、优先结算等机制；在绿证交易机制方面，支持企业和个人直接购买绿证，鼓励代理交易；在绿电消费查证服务方面，建立了基于绿证的“消费凭证+消费报告”绿电消费评价机制， (略) 、重点行业、重点用户，试点发布绿色电力消费报告，服务企业绿色用电评价需求； (略) 方面，为市场主体提供便捷的交易服务，企业自主选择绿电、绿证产品，支持线上和线下结算，实现账户统一管理、交易统一开展、证书统一申领、凭证信息统一溯源。

(略) 场方面，创新建立了港澳参与南方区域绿电绿证交易机制，解决了跨境交易的制度和技术难题，推动绿证国际互认。目前，首批港澳跨境绿色电力证书交易在南方区域绿电交易系统达成，实现了中国 (略) 场“零”的突破。

南方区域绿色电 (略) 场体系始终坚持“全国一盘棋”、循序渐进和示范引领三个原则，以构建新型电力系统的重要举措、促进新能源快速发展的重要抓手、引导能源绿色低碳转型重要示范和绿色产品中国方案的重要探索为目标，聚焦通堵点-制度创新、解难点-机制创新、纾痛点-服务创新和夯支点-技术创新， (略) 场交易、计量结算、绿证核发、消费认证和溯源查验。

区域供需不均衡、发用不匹配是核心问题

目前，全国绿电、 (略) 场建设正在加快推进，市场对电力资源的配置作用愈发凸显，建立适应新型电力系统的多层 (略) 场体系势在必行。当前， (略) 场以跨区交易为主，注重落实好国家能源战略，实现资源大范围优化配置； (略) 场以省间互济为主，着重落实好国家区域重大战略，加强电力余缺调剂，促进清洁能源消纳； (略) 场以促进竞争为主，着重保障电力电量平衡，保障电力安全稳定供应。

2023年7月，南方区域新能源装机超1亿千瓦，在新型电力系统建设的目标下，到2030年，南方区域非化石能源装机占比将达70%，新能源发电量占比25%，新能源装机将突破2.5亿千瓦。南方区域清洁能源装机规模正持续扩大。“硬件”方面， (略) 已建成“八交十一直”西电东送主通道，电网联系紧密；但在“软件”方面，市场机制未能有效解决绿电资源时空错配的矛盾。南方区域绿电资源配置还需进一步优化。同时，随着南 (略) 场实现全域结算试运行，区域调频、跨省备 (略) 场机制逐步完善， (略) 场后面临收益下降的风险，亟需加强绿电交易与常规电力中长期交易、 (略) 场的有序衔接，确保 (略) 场后可获得合理的收益水平。

在发电侧，供给“卡脖子”问题是制约绿电绿证协同发展的关键因素，一是适应高比例新能源接入的系统运行成本疏导机制亟待建立（辅助服务成本、需求响应成本等）；二是新能源出力的不确定性、波动性，导致通道利用率可能降低， (略) 投资规 (略) 场价格信号；三是配套应用场景少，使市场主体参与绿电绿证交易的获得感不足，影响其参与交易的积极性；四是绿证核发建档立卡工作滞后，制约绿电供给进一步扩大；五是绿电以保障性收购为主， (略) 场不匹配。同时，跨省绿电交易受多种因素制约开展难度大，也是制约绿电供给的关键影响因素。广东企业绿电需求旺盛，绿电成交率超过96%，西部省区（云南、广西）绿电资源丰富，绿电消费刚需较少，成交率低；澳门电力供应已深度融入内地，内地清洁电力输入占比已超过90%，特区政府希望融入粤港澳大湾区低碳绿色发展体系；香港电力供应主要依赖化石能源发电，碳中和进程依赖与整个大湾区的融合程度。

在用户侧，在累计调研数千家企业后发现， (略) 场表现出以下三个方面的特征：一是绿电、 (略) 场需求较为集中，外向型企业需求相对较大，主要为满足企业“双碳”目标要求、供应链企业要求、应对欧盟碳关税、高耗能企业考核要求；二是大部分客户对绿电绿证交易的认识不充分，对于参与交易可为其带来的回报不明确，导致其持观望态度； (略) 场主体普遍反馈希望签订多年期合同，以保障绿电消费的长期稳定， (略) 场机制仅支持签订当年绿电交易合同。

随着绿色电力的热度持续提升，市场主体消费绿色电力的意愿持续增强，“绿电买不到、绿证卖不掉”的问题愈发凸显，未来，绿色电力将成为优化营商环境的重要工作内容。

做好三个关键机制建设、 (略) 场高质量发展

(略) 场是反映电能量价值和 (略) 场，是全 (略) 场的重要组成部分，是实现“双碳”目标的重要抓手。当前，我国绿色清洁能源发展与新一轮电力体制改革相互交织， (略) 场发展面临的问题和挑战，需要各方凝聚合力，共同探索解决方案，关键是要做好绿电绿证交易机制的顶层设计。

在绿电增供扩销方面， (略) 场需求，扩大绿电准入范围。加快绿电项目建档立卡，扩大绿电交易范围；明确保障性电源，增强发用两 (略) 场匹配，挖掘绿电供给潜力；推进带补贴绿电项目参与绿电、绿证交易，支撑绿证作为消纳责任考核与能耗管控的统计工具。二是在更大范围配置资源，以鼓励跨区跨省绿电交易。鼓励绿电项目参与跨区跨省绿色电力交易；省间剩余通道能力优先安排绿电交易；探索建立省间不可交易绿证的划转机制。三是营造绿电消费氛围，培育绿色低碳消费；鼓励金融、制造业等相关产业对应用绿色电力消费的数据开展认证评价。

在打通衔接机制方面，需要加强绿电与 (略) 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 (略) 场有序协调。可考虑借鉴国外物理PPA的相关经验做法，买方负责项 (略) 场交易、承担偏差责任，并按项目实际购买绿色电量获得绿证；卖方则获得相对固定的电量电价收益，保障其合理的投资收益水平。

加快发展绿色清洁能源是我国如期实现“双碳”目标的关键， (略) 场机制，实现对绿色清洁电能的高效合理配置，是实现我国绿色清洁能源高质量、持续健康发展 (略) 。开展绿色电力交易是落实碳达峰、碳中和战略部署的重要举措，是推进能源绿色低碳转型的重要途径。要积极推动绿电、绿 (略) 场协同发展， (略) 场机制全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，促进全社会提高绿色电力消费意识，加 (略) 场建设。要打好南方区域绿电、 (略) 场体制机制建设的“组合拳”，促进构建有序、高效 (略) 场体系，引导绿电、 (略) 场健康发展，在赋能我国新能源绿色低碳转型发展上发挥重要作用。

2021年9月，南方区域绿电交易试点正式启动，全国绿电绿证规模交易开启。两年多来，广东省参与绿色 (略) 场主体数量大幅增长，涉及行业从单一主体逐步发展到多点开花， (略) 场交易规模稳步扩大。 (略) 场体制机制不够完善、绿电供需不够均衡等问题，“绿电买不到、绿证卖不掉”等现象交织，需加快推动南方区域在绿电增供扩销、 (略) 场机制、打通衔接机制等方面的建设，深度赋能我国新能源绿色低碳转型发展。

南方区 (略) 场

交易规模快速扩大

近年来，我国绿色清洁能源加快发展，可再生能源已成为保障电力供应的新力量。国家能源局数据显示，2023年，我国可再生能源总装机达14.5亿千瓦，占全国发电总装机超过50%，历史性超过火电装机。截至2023年12月31日，我国可再生能源年内发电量*亿千瓦时，约占全社会用电量的1/3；风电光伏发电量已超过同期城乡居民生活用电量，占全社会用电量比重突破15%。如何促进绿色清洁能源发 (略) 场机制实现更加高效、公平、合理的发展，成为当前行业发展的重要课题之一。绿电交易作 (略) 场核心机制之一， (略) 场化交易手段，将可再生能源发电企业直接与广大用户连接起来，有效推动了可再生能源利用规模扩大和绿色发展。

2017年和2021年，国家发改委、国家能源局先后出台了绿证和绿电交易的相关政策，以市场机制创新，开启了我国绿电消费新模式。自2021年9月试点正式启动以来，我国绿电交易政策体系初步建立， (略) 场平稳起步，规模持续扩大，环境溢价不断提升。截至2023年10月底，已累计达成绿电交易电量878亿千瓦时，核发绿证1.48亿个。其中，南方区域绿电绿证累计交易规模突破100亿千瓦时。

2023年，南方区域绿电交易电量81.2亿千瓦时，同比增长120%，绿电价格较煤电均价高1.85分/千瓦时；绿电消费集中在广东、广西、贵州等区域，用户1900多家，电力用户是绝对主力；绿电消费主要集中在金属制造、电子科技、数据通信、建材化工、能源电力、食品生物等行业，腾讯、富士康、中国石油化工、百威啤酒、中海油等众多企业成为绿电消费用户的领头羊。

对新能源发电企业而言，绿电交易可以促进新能源消纳，同时获得绿电环境价值的收益。对用电企业而言，参与绿电交易可以完成可再生能源消纳任务，树立企业绿色形象，生产具有绿色环境属性的产品，在对外出口或向有绿电消纳比例要求的采购方供货时增加竞争力。

2023年，国家能源局召开绿证核发工作启动会，首批核发绿证约*个，涉及项目1168个，发电企业755家。南方区域绿证交易约*张，折合电量9.2亿千瓦时，历史累计交易约*张，折合电量11亿千瓦时；购买企业超160家，主要为电子制造、石油化工等用户，并首次开展港澳地区用户的绿证交易；绿证交易价格正在持续走低，国际会议活动绿证消费正逐步成为标配。

目前， (略) 区域内企业购买绿电绿证的积极性增加， (略) 场交易规模还在不断扩大。

南方区域统 (略) 场实践

市场本身就是一种重要的资源，关键是要把超大 (略) 场资源优势用活、用好、用到位。

目前，“1+5”南方区域绿色电 (略) 场规则体系已构建完成，正在争取区域试点，积极改变分散建设的模式。同时，持续加深顶层设计统筹，在交易模式、价格机制、绿证核发、评价认证、平台运营等方面加强区域统一，在准入范围、偏差考核等方面则进行分省细化。此外，南方区域在绿电交易机制、绿证交易机制、绿电消费查证服务、 (略) 等领域均完成统一。

在绿电交易机制方面，明确了绿电优先组织、优先执行、优先结算等机制；在绿证交易机制方面，支持企业和个人直接购买绿证，鼓励代理交易；在绿电消费查证服务方面，建立了基于绿证的“消费凭证+消费报告”绿电消费评价机制， (略) 、重点行业、重点用户，试点发布绿色电力消费报告，服务企业绿色用电评价需求； (略) 方面，为市场主体提供便捷的交易服务，企业自主选择绿电、绿证产品，支持线上和线下结算，实现账户统一管理、交易统一开展、证书统一申领、凭证信息统一溯源。

(略) 场方面，创新建立了港澳参与南方区域绿电绿证交易机制，解决了跨境交易的制度和技术难题，推动绿证国际互认。目前，首批港澳跨境绿色电力证书交易在南方区域绿电交易系统达成，实现了中国 (略) 场“零”的突破。

南方区域绿色电 (略) 场体系始终坚持“全国一盘棋”、循序渐进和示范引领三个原则，以构建新型电力系统的重要举措、促进新能源快速发展的重要抓手、引导能源绿色低碳转型重要示范和绿色产品中国方案的重要探索为目标，聚焦通堵点-制度创新、解难点-机制创新、纾痛点-服务创新和夯支点-技术创新， (略) 场交易、计量结算、绿证核发、消费认证和溯源查验。

区域供需不均衡、发用不匹配是核心问题

目前，全国绿电、 (略) 场建设正在加快推进，市场对电力资源的配置作用愈发凸显，建立适应新型电力系统的多层 (略) 场体系势在必行。当前， (略) 场以跨区交易为主，注重落实好国家能源战略，实现资源大范围优化配置； (略) 场以省间互济为主，着重落实好国家区域重大战略，加强电力余缺调剂，促进清洁能源消纳； (略) 场以促进竞争为主，着重保障电力电量平衡，保障电力安全稳定供应。

2023年7月，南方区域新能源装机超1亿千瓦，在新型电力系统建设的目标下，到2030年，南方区域非化石能源装机占比将达70%，新能源发电量占比25%，新能源装机将突破2.5亿千瓦。南方区域清洁能源装机规模正持续扩大。“硬件”方面， (略) 已建成“八交十一直”西电东送主通道，电网联系紧密；但在“软件”方面，市场机制未能有效解决绿电资源时空错配的矛盾。南方区域绿电资源配置还需进一步优化。同时，随着南 (略) 场实现全域结算试运行，区域调频、跨省备 (略) 场机制逐步完善， (略) 场后面临收益下降的风险，亟需加强绿电交易与常规电力中长期交易、 (略) 场的有序衔接，确保 (略) 场后可获得合理的收益水平。

在发电侧，供给“卡脖子”问题是制约绿电绿证协同发展的关键因素，一是适应高比例新能源接入的系统运行成本疏导机制亟待建立（辅助服务成本、需求响应成本等）；二是新能源出力的不确定性、波动性，导致通道利用率可能降低， (略) 投资规 (略) 场价格信号；三是配套应用场景少，使市场主体参与绿电绿证交易的获得感不足，影响其参与交易的积极性；四是绿证核发建档立卡工作滞后，制约绿电供给进一步扩大；五是绿电以保障性收购为主， (略) 场不匹配。同时，跨省绿电交易受多种因素制约开展难度大，也是制约绿电供给的关键影响因素。广东企业绿电需求旺盛，绿电成交率超过96%，西部省区（云南、广西）绿电资源丰富，绿电消费刚需较少，成交率低；澳门电力供应已深度融入内地，内地清洁电力输入占比已超过90%，特区政府希望融入粤港澳大湾区低碳绿色发展体系；香港电力供应主要依赖化石能源发电，碳中和进程依赖与整个大湾区的融合程度。

在用户侧，在累计调研数千家企业后发现， (略) 场表现出以下三个方面的特征：一是绿电、 (略) 场需求较为集中，外向型企业需求相对较大，主要为满足企业“双碳”目标要求、供应链企业要求、应对欧盟碳关税、高耗能企业考核要求；二是大部分客户对绿电绿证交易的认识不充分，对于参与交易可为其带来的回报不明确，导致其持观望态度； (略) 场主体普遍反馈希望签订多年期合同，以保障绿电消费的长期稳定， (略) 场机制仅支持签订当年绿电交易合同。

随着绿色电力的热度持续提升，市场主体消费绿色电力的意愿持续增强，“绿电买不到、绿证卖不掉”的问题愈发凸显，未来，绿色电力将成为优化营商环境的重要工作内容。

做好三个关键机制建设、 (略) 场高质量发展

(略) 场是反映电能量价值和 (略) 场，是全 (略) 场的重要组成部分，是实现“双碳”目标的重要抓手。当前，我国绿色清洁能源发展与新一轮电力体制改革相互交织， (略) 场发展面临的问题和挑战，需要各方凝聚合力，共同探索解决方案，关键是要做好绿电绿证交易机制的顶层设计。

在绿电增供扩销方面， (略) 场需求，扩大绿电准入范围。加快绿电项目建档立卡，扩大绿电交易范围；明确保障性电源，增强发用两 (略) 场匹配，挖掘绿电供给潜力；推进带补贴绿电项目参与绿电、绿证交易，支撑绿证作为消纳责任考核与能耗管控的统计工具。二是在更大范围配置资源，以鼓励跨区跨省绿电交易。鼓励绿电项目参与跨区跨省绿色电力交易；省间剩余通道能力优先安排绿电交易；探索建立省间不可交易绿证的划转机制。三是营造绿电消费氛围，培育绿色低碳消费；鼓励金融、制造业等相关产业对应用绿色电力消费的数据开展认证评价。

在打通衔接机制方面，需要加强绿电与 (略) 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 (略) 场有序协调。可考虑借鉴国外物理PPA的相关经验做法，买方负责项 (略) 场交易、承担偏差责任，并按项目实际购买绿色电量获得绿证；卖方则获得相对固定的电量电价收益，保障其合理的投资收益水平。

加快发展绿色清洁能源是我国如期实现“双碳”目标的关键， (略) 场机制，实现对绿色清洁电能的高效合理配置，是实现我国绿色清洁能源高质量、持续健康发展 (略) 。开展绿色电力交易是落实碳达峰、碳中和战略部署的重要举措，是推进能源绿色低碳转型的重要途径。要积极推动绿电、绿 (略) 场协同发展， (略) 场机制全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，促进全社会提高绿色电力消费意识，加 (略) 场建设。要打好南方区域绿电、 (略) 场体制机制建设的“组合拳”，促进构建有序、高效 (略) 场体系，引导绿电、 (略) 场健康发展，在赋能我国新能源绿色低碳转型发展上发挥重要作用。