近年来全国各地绿色电力消纳量不断提升。国网安徽电力发展策划部规划二处副处长赵锋说，“十三五”期间，安徽新能源实现跨越式发展，装机规模超规划预期。全省风电、光伏装机分别超过350万千瓦和1350万千瓦，完成规划总装机目标的155%。2020年全省非化石能源装机占比达30%，较2015年上升18个百分点，清洁能源比重显著提升。
随着装机规模继续增长，2020年安徽省新能源发电出力两次突破800万千瓦，并刷新历史极值，最大达到878万千瓦，较2019年最大值提升108万千瓦，最大出力占当时负荷比例达到48.2%，占比为华东各省市最大。
2020年，浙江省发展改革委印发《关于在宁波泛梅山多元融合高弹性电网建设示范区开展绿色电力交易试点工作的通知》，组织开展省内首笔绿色电力交易。
国网浙江电力总经理助理李继红说，浙江创造性推出了“绿色电力交易凭证”，是新能源参与市场化交易的积极探索，有效推动了新能源企业的健康可持续发展。2021年，浙江还将积极探索亚运绿色电力交易、长三角一体化示范区绿色电力交易等新的交易机制，浙江省能源局也将在2021年的相关工作方案中进一步明确鼓励开展绿色电力交易。
水电水利规划设计总院信息数据中心主任郭雁珩、国网安徽电力经济技术研究院战略研究中心副主任王宝等认为，碳中和目标下，大力发展可再生能源、促进绿色电力消费成为必然选择。
王宝说，一方面，需要进一步加快工业、交通、建筑等重点领域电气化进程，因地制宜建立低碳或近零碳示范工程，加快重塑能源消费方式，推动形成以电能为主的能源消费格局;另一方面，各地能源主管部门要统筹好资源和市场、物理网络和灵活机制的共同作用，围绕可再生能源消纳，推动政府、能源企业、用户等各方加强协同，以合理转型成本保障经济持续增长和实现减排目标的平衡。
企业要实现碳中和，需要对企业所有可能产生温室气体的来源进行排放源清查与数据搜集，计算碳足迹，在此基础上，通过使用绿色电力减少碳排放、碳交易等方式实现碳中和。
绿色电力消费是大势所趋，但《经济参考报》记者调查发现，目前企业绿色电力消费意愿比较低，这主要受观念滞后、投入成本大、市场交易机制欠缺等诸多因素制约。
首先，绿色电力消费观念相对滞后。广州碳排放权交易中心总裁孟萌认为，主观上，绿色能源消费尚未完全深入人心，没有形成广泛的社会影响力，甚至很多人不知道这个概念。企业的清洁能源消费意识不强，对开展电能替代等绿色电力消费的倡导未引起足够重视。有些公司或机构仅仅是为了自我宣传才支持绿色消费，得不到实质性奖励，也就不愿为了消费绿色电力花心思。
记者在调研中发现，除了一些节能环保意识强烈、承诺100%使用可再生能源电力的大型跨国企业外，许多公司和个人不愿意主动消费绿色电力，为新能源的发展额外买单。目前有一些企业有购买绿色电力的意愿，动力来自于上游跨国企业对其的要求。
业内人士认为，对于不少有绿色电力采购意向的企业而言，绿色电力采购渠道不畅是目前存在的另一问题。随着电改的深入和电力市场建设的推进，企业通过市场采购绿色电力的需求不断增强，原有政策已经与市场脱节。目前仅有山西、辽宁等少数省份允许绿色电力进入电力市场，一些企业采购绿色电力的需求无法满足。
其次，客观而言，绿色电力消费成本相对较高，存在一定的价格劣势。孟萌说，现在企业要用绿色电力，可以自建一个新能源电站，光伏也好、风电也好，周期很长，企业一般不愿意这么去做，当然也可以购买“绿证”，但这会额外增加企业的运营成本。
郭雁珩说，作为绿色电力消费的唯一凭证，“绿证”未来将在构建“零碳排放”社会环境、建设“美丽中国”中发挥更大作用。但目前来看，“绿证”交易价格与发电项目可再生能源电价附加补贴强度相关，单个“绿证”价格等于1000度可再生能源电量的补贴强度，并不是市场形成的价格，导致“绿证”价格普遍偏高且差异较大。“绿证”价格机制不灵活，价格偏高，进一步导致用户通过采购“绿证”的方式实现绿色电力消费的成本过高，严重影响了“绿证”交易市场的活跃度。
再次，各类技术标准体系有待完善。业内人士认为，诸多绿色电力消费与双控制度、碳核查制度政策尚未对接，影响了相关行业的整体清洁化变革发展。以港口岸电为例，有必要尽快制定港口岸电电网接入、平台接入、检验检测、运营运维等关键性标准，满足各类港口岸电系统整体建设的现实要求。
此外，电力需求侧管理制度不健全，缺乏财政、税务等相关配套政策支持，以及跨省跨区电能交易在送端的上网电价缺乏价格调节机制，影响了送、受电双方的积极性，新能源绿色电力的消纳等问题依然存在。
针对目前绿色电力消费存在的一些障碍，专家建议，不妨以“绿证”为突破口，通过完善制度设计，加大引导力度，拓展交易渠道、完善认证体系等措施促进绿色电力消费。有关部门应研究制定绿色产品名录，明确进入名录产品在上游原材料生产、加工和运输等过程中使用电力的绿色度要求，通过消费侧产品约束带动产业链企业绿色电力消费。
