2023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改[2023]75号）（以下简称“75号文”），在业内引起广泛讨论。

笔者团队深耕新能源行业多年，一直关注绿电交易市场前沿动向，研究全国及各省的绿电交易政策与试点规则，针对绿电交易的政策解读、市场动向、痛点难点、发展前景等发表了多篇专业文章。“75号文”发布后，笔者团队也迅速对文件内容进行了解读和调研。在新的政策和交易机制下，包括享受国家可再生能源补贴的新能源项目在内的大量光伏和风电项目将有机会参加到绿电交易和绿证交易中来，绿电市场也将迎来全新的发展机遇；利好政策颁布的同时，作为新能源律师，我们发现绿电新政的执行也面临诸多挑战。

一、政策解读

“75号文”就进一步完善绿电交易机制和政策，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的可再生能源项目参与绿电交易，更好实现绿色电力环境价值提出了要求。

文件指出，要在推动平价可再生能源项目全部参与绿电交易的基础上，稳步推进大量享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易。其中，享受国家可再生能源补贴的发电项目参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。

另外，由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易。即电网保障收购并享受国家补贴的项目，由电网或承担可再生能源发展结算服务的机构统一参加绿电或绿证交易，交易方式包括双边、挂牌以及集中竞价等，溢价收益及对应的绿证交易收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。

另外，不再由电网企业保障收购或选择参加电力市场化交易的绿色电力可直接参与绿电或绿证交易，对应的溢价收益则在核发可再生能源补贴时等额扣减，可委托电网或结算机构代其参加绿电或绿证交易。

除此之外，绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本地区绿电结算电量平均水平的绿电项目，由电网企业审核后可优先兑付中央可再生能源补贴。

二、发展机遇

1、绿电电源侧供给改善，市场扩容

笔者曾在2022年发表的《我国绿电交易相关政策及热点问题研究》一文（点击阅读文章：《我国绿电交易相关政策及热点问题研究》）中提出，当前国内绿电交易市场发展存在瓶颈，其中一大原因在于绿电电源侧供应量不足。“75号文”发布前，享受国家可再生能源补贴的风电、光伏项目占据了相当比例，但是该类项目必须放弃电价补贴才可以参与绿电交易。而绿电溢价微薄，“二选一”的政策下，实践中可再生能源企业显然更愿意等待电价补贴而放弃参与绿电市场。而在“75号文”提出的绿电交易机制与政策之下，此类享受国家补贴的项目也能够进入绿电市场，参与绿电和绿证交易。若上述机制能够在实践中充分执行，将在很大程度上解决绿电供应不足的问题，促使我国绿电市场焕发新的活力。

此外，“75号文”的发布也有望推动绿电跨省交易的进一步发展。2022年11月18日，笔者团队在上海主办了“双碳目标下的绿电政策解读与交易实践”（点击了解相关信息：“双碳目标下的绿电政策解读与交易实践”绿电沙龙）专题绿电线下沙龙。部分与会嘉宾提出，受地理位置限制和各省份交易机制差异等市场壁垒以及远距离输电成本的影响，我国绿电跨省交易难度一直较大。而“75号文”中提出的由电网企业统一参加绿电交易的机制，将有机会降低跨省交易的难度，尤其是在西部各省绿电供应量大幅溢出的情况下，各发电企业将进一步激发参与绿电交易尤其是跨省交易的积极性。

2、对综合能源、碳市场产生积极影响

在大量企业碳中和的道路上，绿电交易与碳资产管理、ESG等话题向来有着紧密的联系，“75号文”打开了绿电电源侧的可能性，可以预见，一旦新政得以顺利执行，新的机制将对绿电价格、耗能企业降碳路径等产生巨大影响，在绿电供应加大价格下降的趋势下，之前市场上签署的十年甚至更长期限的绿电长期协议的履行将面临一定难度。并且，新政从而对综合能源项目发展、企业碳中和战略等均会发生重大影响。但笔者认为，由于目前政策规定尚处于前期执行阶段，若要真正推广实施，还需要出台更多细则加以支持和补充。

三、新政策下的绿电交易风险与防控

“75号文”的发布虽然给绿电市场带来了大量机遇与可能，但由于我国绿电交易市场尚不成熟、交易价格还不透明以及国家可再生能源补贴的认定与优先发放规则衔接不畅等问题，在实践与执行过程中仍面临许多亟待解决的问题与风险。

根据“75号文”相关要求，享受国家可再生能源补贴的绿色电力参与交易时，高于项目所执行煤电基准电价的溢价收益等额冲抵补贴或归国家所有。但根据《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439号），燃煤发电上网电价通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成，浮动范围原则上不超过20%。那么，在燃煤发电上网电价发生浮动的情况下，绿电价格是否仍按照基准电价结算环境溢价值，亦或是根据上浮后的燃煤电价结算环境溢价值尚不确定。

例如，当燃煤发电交易电价相对基准价上浮20%时，若绿电交易价格与燃煤发电交易电价保持一致，那么此时绿电交易价格相对于煤电基准价高出的20%是否还能被认定为环境溢价？如果答案是肯定的，那么又如何体现绿色电力的环境价值？笔者团队为多家新能源企业及售电企业提供绿电交易相关的法律服务，根据过往经验以及向此类企业的调研情况，绿电交易价格常有与煤电价格持平的情况。若要解决这一问题，需要学界、业界进一步探讨，也亟需相关部门出台相关细则加以确定。

此外，绿电交易的连续性也将对优先兑付补贴资格造成冲击。例如，当某一绿电项目在某一月份未参与绿电交易，或者交易量未满足“75号文”的相应要求，当月的补贴是否还能够统一申请优先兑付仍是存疑的。这些问题在实践中无法规避，也将成为未来监管的难点，同样需要制定出台具体的实施细则加以明确，笔者团队也将持续关注相关资讯。

四、法律风险控制建议

自“75号文”发布以来，笔者团队曾提供服务的大量新能源企业、售电企业均对此表示了关注，也向笔者团队进行了咨询并进行了广泛探讨，提出了许多值得讨论的观点，这也从侧面体现出各大市场参与主体对于参与绿电交易的热情。

在现阶段，新规则、新机制尚不成熟，仍有待探讨和细化的空间。发电、售电方和用电方的风控侧重点不同。

在新机制下，对发电、售电方而言，仍需要积极关注相关政策的变动情况，在行业专家和专业律师的协助下对政策进一步研究解读。同时，应当在法律层面上注意对交易协议、交易风险的细节把控，避免因政策误读、合规等问题导致损失甚至于遭受行政处罚。

对于用电方来说，由于市场尚在变动，绿电价格仍有较大的变化空间，目前不建议盲目签订锁定价格的长期绿电交易协议。笔者曾为多家大型制造业企业提供绿电交易法律咨询服务，在绿电电源稀缺的情况下，客户原交易架构均是希望与售电公司签订十年期及以上的协议锁定绿电价格。后在笔者建议下，谨慎考虑绿电市场的变化，设计了可调价格机制的绿电交易合作框架协议，即使在新政下，也能有利保护企业经济利益和合法权益。因此，“75号文”发布后，该类锁定价格的长期绿电交易协议对于绿电采购方而言是利是弊更需进一步考量。