当前我国绿电交易面临着哪些挑战？

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在东部用能旺盛的省份，积极参加绿电交易的平价新能源项目有限

从项目类型上看，带补贴项目参与绿电交易 需退出国家新能源补贴，目前发电企业仍以 平价项目参与绿电交易为主，即2021年及以 后的平价项目，较短的时间区间致使当前积 极申请绿电交易的可再生能源装机量有限。 从项目分布上看，东部发达省份的平价新能 源装机规模小，省内绿电供应不足，绿电缺 口需要电网公司从省外调配交易。

大规模绿电需求暂未形成，绿电溢价的转嫁成交量有限

尽管2022年以来，绿电交易量有大幅上升的 整体趋势，但成交规模仍较小，今年1-7月绿 电累积交易量不到100亿千瓦时，仅占市场 交易电量的0.3%，且以省内交易为主。当前 绿电机制系自愿市场化交易，为有意愿采购 绿电的企业提供采购机制，帮助企业履行 ESG责任，实现绿色发展。2022年1月，国 家发改委等七部门发布《促进绿色消费实施 方案》，明确提出，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。但由于绿电消费观念尚未完全深入人 心，同时，政府考核、激励与监管机制尚未 形成，不足以促进企业形成规模化绿电采购 需求，绿电的实际需求量相对有限。

绿电跨省跨区电力交易尚缺乏常态化交易基础

尽管跨省跨区电力市场交易平台已经建立， 但在中长期电力直接交易市场中，仍以省内 直接交易为主，省间直接交易占比仅2%，省 间绿电的直接交易案例不多且规模有限。一 方面是因为绿电交易试点省份的交易规则存 在差异化、交易手续相对繁琐、交易主体众 多、跨省供需匹配困难等因素影响，加大了 市场主体参与交易的难度；另一方面，对于 用能企业而言，跨省绿电交易较高的电网通 道费也导致交易成本增加，一定程度上削减 了跨省绿电交易需求。