（一）绿色电力及其交易的涵义

1．绿色电力。是指符合国家有关政策要求的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量。（1）首先，强调绿色电力的绿色属性，从定义上与《可再生能源法》所规定的非化石能源⁶的发电量相对应；（2）其次，解决补贴项目业主绿电交易重复收益问题，绿电交易的溢价收益及对应的绿证交易收益，应等额冲顶国家可再生能源补贴；（3）最后，绑定“建档立卡”项目的电力，依国家能源局2022年10月21日《关于组织开展可再生能源发电项目建档立卡有关工作的通知》和2024年7月24日《关于进一步做好可再生能源发电项目建档立卡有关工作的通知》，项目只有建档立卡才能核发可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证），并通过交易兑现环境价值。

2．绿色电力交易。以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种。初期参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目，条件成熟时可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。

3．“证电合一交易”。绿色电力交易，在交易电力同时提供国家核发的绿证，实现了证与电的同步交易，以更好地满足发电企业、售电公司、电力用户等出售、购买绿色电力的需求。2023年7月25日 国家发展改革委、财政部、国家能源局《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》明文废止了发改能源〔2017〕132号，标志着2017年起所试行的独立于电能交易的绿证核发和自愿认购体系（“证电分离”式）历史使命的终结。

（二）绿色电力交易的组织落实

1．电力交易机构。绿色电力交易执行电力中长期交易规则，由电力交易机构在电力交易平台按照年（多年）、月（多月）、月内（旬、周、日滚动）等周期组织开展。

2．省内交易与跨省区交易。（1）由各省（区、市）电力交易中心组织开展的省内绿色电力交易，是由电力用户或售电公司通过电力直接交易的方式向计入本省网控制区的发电企业购买绿色电力；（2）依托北京、广州、内蒙古电力交易中心，电力用户或售电公司向非本省网控制区的发电企业购买绿色电力；（3）鼓励发电企业与用户直接签订绿色电力交易合同。

3．绿电交易方式。主要包括双边协商、挂牌交易等。鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。常态化开展中长期分时段交易的地区，应按照相关规则开展分时段或带电力曲线的绿色电力交易。

4．扩大跨省跨区交易。鼓励各地通过绿电交易方式落实跨省跨区优先发电规模计划，扩大跨省区绿色电力供给，满足跨省区绿色电力消费需求。

5．禁止变相降价专场交易。不得以绿电交易名义组织开展以变相降价为目的的专场交易。

（三）绿电交易合同履行

1．合同签订与执行。交易合同应明确交易电量、价格等事项。此外建立灵活的合同调整机制，在合同各方协商一致、并确保绿色电力交易可追踪溯源的前提下，可按月或更短周期开展合同转让等交易。

2．价格机制。合同应分别明确电能量价格、绿证价格；除国家有明确规定的情况外不得对交易进行限价或指定价格。

3．交易结算。电能量部分与绿证部分分开结算：（1）电能量部分按照跨省区、省内市场交易规则开展结算；（2）绿证部分按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算数量（以兆瓦时为单位取整数，尾差滚动到次月核算），以绿证价格结算。

（四）绿证相关事宜

1．绿证核发与划转。国家能源局负责绿证相关管理工作，国家能源局电力业务资质管理中心负责绿证核发。按每月度结算电量，经审核后统一核发，按规定将相应绿证划转至发电企业或项目业主的绿证账户，并随绿色电力交易划转至买方账户。

2．绿证的运用。应确保绿色电力环境价值的唯一性，不得重复计算或出售。

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二、碳排放双控制度下的绿电交易

（一）绿色电力交易重要性提升

1．能耗双控体系中的优待。自我国从1980年发布《关于逐步建立综合能耗考核制度的通知》起，到十三五期间形成能耗强度和总量双控体系，再到2022年11月16日国家发改委、国家统计局、国家能源局联合发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，以各地区 2020 年可再生能源电力消费量为基数，对“十四五”期间每年新增的可再生能源电力消费量，在省级人民政府节能目标责任评价考核中扣除，但仍纳入能耗强度考核。这对绿色电力的消费是重大利好，当然也会对绿色电力交易产生明显的激励作用。

2．碳排放双控考核的基石。2024年7月30日国务院办公厅印发国办发〔2024〕39号《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》，与绿电交易相关的要点是：（1）将碳排放指标及相关要求纳入国家规划，建立健全地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等政策制度和管理机制；（2）建立地方碳排放目标评价考核制度。将碳排放双控指标合理分解至各省份，各省份可进一步细化分解碳排放双控指标，压实地市及重点企业控排减排责任；（3）对重点行业领域实行碳排放预警管控机制；（4）推动重点用能和碳排放单位落实节能降碳管理要求；（5）发挥市场机制调控作用，加快健全完善绿证交易市场，促进绿色电力消费；（6）实行固定资产投资项目碳排放评价。

要而言之，省级地方政府的考核以及省以下细化分解政府和重点企业的碳排放双控指标，都离不开绿色电力消费的大幅增进。

（二）企业对绿电交易的运用

绿电交易的主体可分为供应侧主体（绿色能源项目业主）、需求侧主体（绿色电力用户、售电公司）和服务侧主体（电网企业、电力交易机构、电力调度机构），以下着重探讨以企业为主体的绿色电力用户。

按照我国以考核目标管理为特点的传统行政运作体制，中央政府一旦强力实施地方碳排放目标评价考核，则在指标压力传导下的各类企业，对于绿电交易的需求将成为“不可或缺”；而地方政府主管部门对绿电消费量与消费比例的种种“硬约束”与“软要求”，将更加迫使相关企业别无选择地拥抱绿色电力交易。从这个意义上讲，所有需要使用电能的企业都应当提高对绿电的认识、充分熟悉《专章》的内容、有节奏地展开符合自身特点的绿电交易，以确保在“双碳”的时代洪流中屹立不倒。   

通常情况下，企业适用绿色电力交易的典型场景是： 

1．企业ESG合规。各类企业或出于社会形象⁷，或出于供应链上端企业要求⁸，或出于主管部门的特别规范⁹，而提出自身的碳中和目标。而购买并使用绿电，可以直接减少企业在碳排放核算体系中能源（包括电力）产生的间接排放量（范围二）的碳排放，是企业ESG合规亮点，也是其稳步迈进碳中和目标的重要抓手。 

2．高耗能企业满足刚性约束。国家发改委《促进绿色消费实施方案》中提出“加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比”。因此，对于高耗能企业而言，深度参与绿电交易乃是“刚需”。

3．高碳行业的低碳转型。化工行业以碳和石化产品为原料，会受到碳排放双控的强力影响，化工企业除了及时进行技术改造和原料升级外，还必须深入挖掘绿电替代的潜力，以减少企业总体的碳排放量，否则可能遭遇产能限制，甚或会面临被淘汰出局的结果。

4．碳市场扩容相关行业的排放配额资产管理策略。生态环境部于2024年3月、4月发布了铝冶炼行业、水泥熟料生产《企业温室气体排放核算与报告指南》征求意见稿¹⁰，预示着电解铝和水泥行业是全国统一碳市场扩容后的第二、第三个行业。此外，指南征求意见稿中明确了非化石能源电力间接排放为0，表明行业内的控排企业如果使用绿电就能够直接削减范围二的碳排放，相当于扩大碳排放配额资产总量，降低企业碳履约成本。

相比此前碳市场中单一的发电行业而言，电解铝和水泥行业的控排企业会更加积极主动地亲近绿电交易。

5．新设立企业对应生态环境分区管控。一方面，项目环评作为项目准入门槛，现已明确绑定“固定资产投资项目碳排放评价”；而另一方面，《生态环境分区管控管理暂行规定》要求“……引导传统制造业绿色低碳转型升级及战略性新兴产业合理布局，严格控制高耗能、高排放、低水平项目盲目发展，促进绿色低碳发展，助力加快形成新质生产力”。所以，新设立企业在国土空间布局中深受到减碳指标的影响，而通过绿电交易来优化企业环境影响评价报告是现实可选的最佳路径之一。

6．外向型企业以绿电交易应对欧盟“碳关税”具有一定的紧迫性。欧盟碳边境调节机制（Carbon Border Adjustment Mechanism，“CBAM”）过渡期实施细则从2023年10月1日起生效¹¹，在过渡期内，钢铁、铝、水泥、化肥、化工（氢）、电力六大产品的欧盟成员国进口商需报告直接排放信息和间接排放信息；2026年1月1日CBAM法案正式实施，将核查水泥、化肥、电力的直接碳排放和间接碳排放，进口商需购买CBAM证书用于抵扣进口产品中所含的碳排放量，但在原产国已支付的碳价可以被扣除。

欧盟认可通过购电协议所购买的绿色电力的碳排放，可采用供电方计算的排放因子¹²，表明出口企业使用直购绿电所减少的碳排放可以在一定条件下获得欧盟“碳关税”的减免。受欧盟“碳关税“潜在影响的外向型企业，通过直接交易获得的绿电消费具有了国内、国际的碳排放控制的双重意义，因而需求迫切。这也正好印证了国家能源局有关负责人的说法“部分外向型企业反映绿电购买困难，无法满足企业绿电消费需求。”¹³