调研情况：

随着可再生能源开发利用进入快速增长期，绿电消费市场也不断扩大。从市场供应看，绿电开发利用驶入快车道。目前我省可再生能源发电总装机容量已突破5000万千瓦，超过3个白鹤滩水电站的装机容量；从消费水平看，绿电消费呈现量价齐升。截至2023年8月，江苏绿证交易规模累计突破100万张，折合电量10.06亿千瓦时，交易规模位居全国第一。虽然绿电消费需求呈现不断增长趋势，但要实现大规模绿电替代仍然存在一些难题亟待解决。

问题分析：

一是绿电市场供给有待进一步扩大。绿电供给以陆上风电和集中式光伏发电项目为主，2022年江苏省能参与绿电新能源交易的发电企业仅8家，年度发电量约7亿千瓦时，无法满足庞大的市场需求，致使整个市场一直处于“高价低量”的困境中。此外，国家已出台政策将分布式光伏发电、海上风电、生物质发电、常规水电等可再生能源纳入绿证核发范围，但绿证全覆盖政策亟待落实。

二是政策保障有待进一步完善。近年来，国家及我省均出台了一系列推进可再生能源电力消纳保障、绿电交易、绿电消费等文件，但相关细则和配套制度还不健全，如消费绿电如何换算成碳排放量、能耗量，核算机制尚未建立，绿电交易、碳排放等多个市场间缺乏互相认同，不足以促进企业形成规模化绿电采购需求。

 三是绿电消费认识有待提升。由于绿电价格偏高，用户用能成本增加，导致企业自主消费绿电的积极性不高。并且，绿电、绿证消费量与企业能耗、能源消费总量、用能权等指标尚未挂钩，用户消费动力不足。同时，电、碳市场衔接机制尚不完备，用户消费绿电绿证后在碳关税抵扣、碳排放核算等应用场景中的效果有待进一步研究。

四是跨省绿电交易机制有待进一步优化。绿电资源主要集中在“三北”地区，而绿电需求主要集中在东南沿海地区。绿电交易试点省份的交易规则差异大、手续繁琐，加上跨省交易中较高的电网通道费增加了交易成本，一定程度上削减了跨省绿电交易需求。

具体建议：

一、扩大交易市场供应。优化现有绿证核发制度，全面推进分布式项目、海上风电、生物质发电以及未在公布清单内的平价项目等纳入绿证核发范围，进一步激发市场活力。加快构建新型电力系统，提升电网可再生能源消纳能力。畅通多元化供给渠道，建立分布式项目就近消纳交易、聚合商统购统销、大用户专线供电等交易模式，推动建立由发电企业、电网、用户、第三方机构等利益相关体组成的绿色电力消费联盟，有效参与市场竞争，提高绿色电力消费比例。

二、强化政策协同保障。统筹推动绿电市场与碳排放交易市场衔接，加强不同市场交易数据资源和信息共享，建立全流程统一监管平台，实现绿电生产、交易、消费的全生命周期追踪，厘清环境价值归属权，避免环境权益重复计算。在支撑绿电交易、核算可再生能源消费、认证绿电消费、衔接碳排放、国际国内绿证互认等方面出台相应的配套政策和细则，畅通不同市场之间的流通。建立绿电消费与能耗“双控”联动机制，通过优化能耗“双控”考核机制促进绿电交易，逐步统筹推进能耗“双控”向碳排放“双控”转变。建立健全绿电交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，研究制定高耗能行业消纳绿电的刚性约束，进一步提高用户参与绿电市场交易的积极性。

三、营造全社会绿电消费的浓厚氛围。政府层面，推动央企、国企、机关事业单位带头消费绿电，鼓励支持办会办展采取100%绿电，倡导低碳绿色消费新风尚。推进重点园区、低碳试点城市提高消费绿色电力比例等。企业层面，健全证书方法与标识管理制度，通过对企业或个人用户授予绿色电力消费证书和标识的方式，助力企业宣传推广，增强品牌影响力。进一步落实高耗能企业绿电消费责任，提升绿电消费水平，对100%绿电消费的企业进行正向奖励和宣传。社会层面，加强宣传引导，将绿电消费融入到绿色交通、绿色学校、绿色商场、绿色家庭、绿色社区、节约型机关创建活动中去，推动全社会践行绿色发展、低碳生活理念。

四、进一步完善跨区域绿电交易。一方面，加强输电通道建设，对电网输电受限断面进行扩容和改造，加快推进抽水蓄能、盐穴储能等储能项目建设，提升新能源消纳能力。另一方面，加强区域间合作互济。整合差异化的电力市场，主动与风光等资源富余的省市建立跨省跨区绿色电力中长期交易机制，利用长三角、长江经济带发展战略机遇期，与长三角、长江经济带相关城市，建立区域间电力市场合作机制，充分利用新能源发电资源互补特性，提高网间调峰能力互济水平，以低成本充分调用和共享灵活性资源，降低跨区域用电成本，促进绿电更大范围消费。