目前，《内蒙古电力市场 绿色电力 交易试点方案》获国家发展改革委和国家能源局批复，蒙西电网成为继国家电网、南方电网后国家批复的第叁个绿电交易试点。
据国家能源局数据，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。我国绿电交易市场潜力巨大，普遍认为，随着交易试点的进一步扩大，我国绿电将迎来更大发展空间。
根据国家能源局发布的《 绿色电力 交易专章（征求建议稿）》， 绿色电力 交易是以 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，交易电力同时提供国家核发的可再生能源 绿色电力 证书（以下简称“绿证”），以更好体现 绿色电力 的环境价值。
绿色电力 交易一方面将可再生能源发电企业与需求侧用户直接连接起来，有益于可再生能源利用规模的扩大；另一方面可助推企业获得相应的绿色权益，提高其ESG（环境、社会和公司治理）表现和“出海”竞争力。
最初参与 绿色电力 交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目。通过鼓励绿电交易双方签订多年期 绿色电力 购买协议，满足客户对 绿色电力 消费的切实需求，拓宽终端用户减排路径，推动绿色生发生活方式形成。
我国于2021年9月7日正式启动了绿电交易试点，国家电网、南方电网启动的第壹次交易就达成交易电量79.35亿千瓦时。之后，随着我国绿电市场建设不断深入，相关制度逐渐完善，交易规模持续扩大。
可是，受新能源并未全部入市、绿电省间外送积极性不高、电—碳市场机制尚未打通等原因影响，当前我国绿电交易规模有限，市场化机制还不够成熟，主要面临以下挑战。
市场交易不够活跃。近年来我 国新能源 迅速发展，绿电交易呈上升趋势，中国电力企业联合会数据显示，过去3年全国绿电省内交易量呈倍数增长，2021年、2022年和2023年分别为6.3亿千瓦时、227.8亿千瓦时和537.7亿千瓦时。然而，我国绿电交易占市场总交易电量的比重仍然较小，2022年和2023年分别仅占市场总交易电量的0.4%和0.95%，市场活跃度整体不高。在供给侧，部分地方将新能源视为重要的优发电源，惜售明显，从而制约了新能源入市规模。在需求侧，受市场化价格机制不成熟等原因制约，加之绿电环境价值和绿色溢价的空间未真正打开，用户参与绿电交易的积极性普遍不高。
跨省区交易难度较大。根据相关政策要求，国内绿电交易采用“省间与省内强耦合、批发与零售紧连接”的交易模式。然而，我国绿电资源存在供需错配， 太阳能 、 风能 主要分布在“三北”地区，而绿电需求大多聚焦在经济发达且需要大量电力消费作为支撑的东南部沿海地区。由于新能源供给具有较强的间歇性和波动性，这给电力全面的安全稳定运行和新能源消纳造成了空前绝后的挑战，加之跨省区输电距离较远，较高的输电损耗成本需由用户来承担，因此影响了高耗能企业的切实需求。另外，我国电力外送通道有限及相关交易机制梗阻等原因，也进一步制约了跨省区绿电交易的规模化发展。
电—碳市场协同力度不足。目前，我国绿电市场、绿证市场、碳市场尚不健全且相对独立，相关环境权益产品之间缺少有效衔接，绿电交易与可再生能源消纳责任权重政策、绿证制度的对接问题尚未解决。电—碳价格传导链条仍存在梗阻，以价格信号引导资源配置的市场化机制，和通过碳减排激励约束机制推动产业结构调整、生产方式绿色转型的协同作用有待进一步强化。
与国际绿证的互认机制尚未落实。当前，我国绿证由于可追溯性不足、与碳市场协同力度不足等诸多问题，造成其可信度和国际通用性受限。在绿电市场机制、可再生能源项目的环境价值评估机制和碳定价机制等方面，与国际相比仍有差距。
作为国家层面统一出台的绿电交易指导性文件，《 绿色电力 交易专章（征求建议稿）》提出扩大跨省区 绿色电力 供给，满足跨省区 绿色电力 消费需求。对于 绿色电力 交易、省级交易规则、跨省交易等有关规定，建立灵活的合约调整机制，按月或更短周期开展合同转让等交易。这为推动我国绿电市场高质量发展提供了制度保障。
以更大力度推动我 国新能源 高质量发展还需多方发力。
多措并举激发绿电市场活力。完善绿电交易市场化机制，推动形成合理价格曲线，优化绿电市场的准入规则、交易规则，推动绿电资源更好实现供需匹配。培育绿电经营主体，将可再生能源电力消纳责任从行政区域向主要高耗能企业延伸，引导更多中小企业积极参与绿电交易。加强政策支持，根据绿电消费认证和评级数据，研究出台激励举措，落实相应的金融支持和配套政策。拓展绿电环境效益的应用场景，新增交易品种，强化发售协同。进一步优化绿电交易、结算流程，提高绿电交易市场的活跃度和流动性。
深挖跨省区绿电交易潜力。科学制定新能源合理利用率目标，尽可能降低新能源消纳成本和社会用能成本。加强跨省区绿电输送通道建设，拓宽临时消纳渠道，集合各类调理资源开展大范围跨区域消纳平衡。明晰省间与省内市场定位，优化省间市场的资源配置能力，提升省内市场的平衡调理能力，确保省间市场与省内市场顺畅衔接，推动二者形成协同互补效应。
增进电—碳市场协同发展。从顶层设计、政策体系和机制对接等入手，重点围绕环境权益的核算核查、数据互通、统一认证等环节，做好绿电、绿证与 碳交易 市场的衔接。进一步完善碳减排核算体系，及时调整电网排放因子的计算方法，推动绿证制度与可再生能源消纳保障机制、能耗“双控”、碳市场机制的有效对接，充分体现绿电的环境价值和绿色溢价。
提升我国绿证的国际认可度。建立完善绿电绿证标准体系，积极参与国际标准制定，强化合作交流，争取提高绿证国际认可度。明确绿证代表绿电环境权益唯一凭据的定位，强化绿证项目注册、核发、披露等全流程管理，避免数据做假和重复计算问题。推动国内绿色权益产品与国际认证监管标准体系对接，优化绿色项目环境属性开发机制，增进国际衔接互认，提高我国绿证的可追溯性和可信度。
加强低碳统计认证工作。构建符合我国国情和实际情况的低碳互认体系并明确抵扣机制，进一步夯实减排数据统计核查、信息披露等制度基础。推动绿电、绿证和 碳交易 市场协同发展和数据共享，确保绿证开发、交易、使用、注销数据不可篡改和全程可追溯。通过 区块链 等数字技术应用，实现碳排放数据和电力交易数据的实时监测、动态分析，强化绿电、绿证和碳市场联动发展的可操作性和可连续性。