产业观察︱绿证新政，影响几何？

我国已推行六年，还未完全被市场接受的可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）制度，迎来了新政细则。

近日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》（以下简称《通知》），进一步健全完善绿证制度，明确绿证适用范围，规范绿证核发，健全绿证交易，扩大绿电消费，完善绿证应用，实现绿证对可再生能源电力的全覆盖。

一位电力专家表示，此份文件废止了2017年发布的《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，并综合了此前各文件完善绿证市场的要点，是未来中国绿证发展的纲领性文件。

绿电消费尚处于初级阶段

绿证，是对可再生能源发电项目所发绿色电力颁发的具有独特标识代码的电子证书，是可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定绿色电力生产、消费的唯一凭证，1个绿证单位对应1000度可再生能源电量。以绿证认定可再生能源的绿色属性，鼓励用户购买绿证体现绿电消费是国际通行做法。

我国绿电消费尚处于初级阶段，消费绿电可通过绿证单独交易、绿证与物理电量捆绑交易（即绿电交易）两种方式进行。截至2023年6月，全国绿证交易约4020万张，对应绿电消费402亿千瓦时，其中绿电交易占全部绿电消费的70%以上。

从地域看，江苏、上海、北京、广东、福建等地绿电消费以绿证单独交易为主，宁夏、吉林、河北、山东、辽宁等地绿电消费以绿电交易为主。

水电水利规划设计总院党委书记、院长李昇介绍，绿证购买主体以企业为主，目前已有超7500家企业参与绿电消费，涉及制造业、租赁和商务服务业、采矿业、黑色金属矿采选业、金融业、批发和零售业，以及信息传输、软件和信息技术服务业，电力、热力、燃气及水生产和供应业等多个行业，其中制造业占比最高，超过70%，信息传输、软件和信息技术服务业占比超10%，采矿业占比5%以上。

李昇表示，买方企业中，累计购买10万个以上的有58家，共交易绿证约1381万个，折合绿电消费约138亿千瓦时，起到了良好带动作用。

“近年来，随着我国绿电平价上网推进，绿电消费需求呈不断增长趋势，全社会绿电消费水平稳步提升，但要实现大规模绿电替代仍然存在一些难题亟待解决。”李昇表示，一是绿电市场供给有待进一步扩大。绿电消费以绿证为基础，当前存量绿证市场以陆上风电和集中式光伏发电项目绿证为主，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已明确纳入绿证核发范围，绿证全覆盖亟待落实。二是绿证消费社会认可度有待提高。目前，尚未建立统一的绿电消费认证标准、标识体系和公示制度，企业认购绿证主要出于自身在使用绿色能源方面的社会责任与环保主张，难以充分调动各方积极性。三是绿电消费约束力有待加强。虽然国家层面已出台一系列举措，如将绿证作为可再生能源电力消纳责任权重的补充方式、可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制、绿证作为可再生能源电力消费凭证等，但现阶段绿电消费仍以自愿为主。

“绿电消费是促进可再生能源开发利用、推动能源绿色低碳转型、助力实现碳达峰碳中和的重要举措。”在李昇看来，《通知》的发布，推动绿证对可再生能源电力全覆盖，并就绿证核发、交易、应用以及绿电消费提出具体要求。

激活交易市场

我国绿证的认购主体通常为在华跨国企业、互联网数据中心、高耗能工业（钢铁、石化等行业）企业等。然而，由于绿证价格相对高昂，弱化的交易属性（仅能交易一次），加之重复计算风险、追踪系统不透明等导致的国际认可度欠缺的问题，许多外向型或世界500强企业虽有认购需求，但最终却选择了国际绿证。

根据国家能源局2023年一季度新闻发布会的数据，截至2022年底，全国累计核发绿证约5954万张，累计交易数量1031万张，绿证的自愿认购量仅占核发量的17%左右。尽管这一比例较前几年已有所上升，但依然表明，绿证的历史核发量仍过剩，整个市场缺乏活力。

围绕进一步激活绿证交易市场、扩大绿证交易规模，《通知》明确将绿证交易平台从此前的中国绿色电力证书交易平台，扩展到北京电力交易中心和广州电力交易中心，后续适时拓展至国家认可的其他交易平台。同时，买卖双方可自由选择任一绿证交易平台开展绿证交易。

对于绿证交易方式，《通知》提出，绿证交易包括双边协商、挂牌和集中竞价三种方式，其中，对双边协商交易，由买卖双方自主协商绿证交易数量和价格，并签订一次性划转协议，通过绿证交易平台完成绿证交割；对挂牌交易，卖方将绿证数量和价格相关信息在绿证交易平台挂牌，买方通过摘牌的方式完成绿证交易；对集中竞价交易，买卖双方通过绿证交易平台在截止时间前申报交易意向信息，以市场出清的方式确定绿证成交数量和价格。

“《通知》明确了绿证的收益归属。”国家能源局相关负责人表示，对不再享受中央财政补贴的项目（包括平价/低价项目、自愿放弃中央财政补贴、中央财政补贴已到期项目，以及2023年1月1日及以后新投产的完全市场化常规水电项目），绿证收益归发电企业或项目业主所有，交易方式不限。

而对于享受中央财政补贴的项目，按照国家相关规定，属于国家保障性收购的，绿证收益等额冲抵中央财政补贴或归国家所有；属于市场化交易的，绿证收益在中央财政补贴发放时等额扣减。同时，对享受中央财政补贴的项目创造条件尽快采用集中竞价的方式进行交易。

据悉，在绿证交易中，作为“证电合一”的特殊形式，绿电交易是以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用户同步获得绿色电力和绿证，通过在交易合同中明确的绿证价格体现绿色环境价值。国家能源局相关负责人表示，在电力交易机构参加绿色电力交易的，在交易合同中分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格，绿电交易对应绿证由核发机构批量推送至电力交易机构。

做好绿证应用工作

《通知》强调，有序做好绿证应用。“绿证既是可再生能源电力环境属性价值体现，又是精准的可再生能源电力消费量核算工具，也是国际通行的绿色电力消费证明方式。”国家能源局相关负责人表示，《通知》围绕进一步拓展绿证应用场景，为绿证市场高质量发展提供了有力支撑。

支撑绿色电力交易。绿电交易是以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用户同步获得绿色电力和绿证，是“证电合一”的特殊绿证交易形式，通过在交易合同中明确的绿证价格体现绿色环境价值。在电力交易机构参加绿色电力交易的，相应绿证由核发机构批量推送至电力交易机构，同时在交易合同中分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格。

核算可再生能源消费。发挥绿证可追溯、防篡改、精准认定可再生能源电力消费等作用，落实可再生能源消费不纳入能耗“双控”相关要求，《通知》明确由国家统计局会同国家能源局核定全国和各地区可再生能源电力消费数据。

认证绿色电力消费。为更好发挥绿证在评价、认证中的作用，推动构建科学、灵活的绿色电力消费体系，《通知》明确将绿证作为电力用户绿色电力消费和绿电属性标识认证的唯一凭证，要求推动建立基于绿证的绿色电力消费认证标准、制度和标识体系，为合法合规开展绿色电力消费认证提供依据。同时，参考国际通行做法，认证机构应通过两年内生产的电量对应绿证开展认证；为避免使用同一绿证开展多次认证，要求认证机构及时将认证信息同步至核发机构。

衔接碳市场。绿证与碳排放权交易都是以市场化手段推动绿色发展的重大制度创新，做好两者之间的衔接意义重大。《通知》明确研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调，为后续推动将绿证纳入碳市场相关核算体系创造条件。

推动绿证国际互认。目前，国内绿证已纳入国际绿电消费倡议的认可范围，在国际社会和跨国企业间的影响力不断扩大。为进一步提升国内绿证的国际影响力和认可度，《通知》明确，我国可再生能源电量原则上只能申领国内绿证，在不影响国家自主贡献目标实现的前提下，积极推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。加强绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，提高绿证的国际认可度和影响力。

E20研究院固废研究中心行业分析师刘艺璇表示，随着可再生能源绿色电力制度的进一步完善，绿证核发范围已是更加明确，在我国绿证交易处于自愿认购的背景下，为了强化绿证的交易，短期内，预计政府会通过设置绿证交易指导价格来维持绿证交易市场的平稳运行；长期上，预计政府将会号召央企、国企发挥带头作用，对高耗能企业的绿色用能、可再生能源消纳进行考核，以提振绿证市场需求，确保我国绿证交易体系的进一步完善和平稳运行。

垃圾焚烧发电行业进入绿证交易市场的里程碑

记者注意到，《通知》提出，对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。

有观点称，这与传统环保行业直接相关的就是生物质发电领域，“生物质发电”是“绿色电力”，而“垃圾焚烧”属于“生物质发电”。

“这一政策的发布，可称之为垃圾焚烧发电行业正式进入绿证交易市场的里程碑。”刘艺璇表示，垃圾焚烧发电加入绿证交易市场不仅会加大市场竞争力度，对于焚烧发电项目本身也可带来更加多元的收益潜能，但是实际上绿证对于“国补退坡”的补贴补充作用还有待观察。

《通知》放开交易限制，提出“采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行交易”，若参考以往的风电、光伏绿证“认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格”的要求，垃圾焚烧发电项目的绿证约合100元/个～300元/个，价格优势较弱。

从区域上来看，垃圾焚烧发电项目在燃煤标杆电价相对较高地区的补贴金额较低，即绿证价格上限低有助于绿证价格更具优势，然而标杆电价较低的西部地区对于补贴金额的需求较高，即绿证价格的上限较高致使了绿证价格优势较小。

此外，垃圾焚烧发电的总体量较风电、光伏相比都相对较小，若绿证价格能够逼近甚至低于风电绿证，在绿证交易市场逐步活跃后有望获得更高的交易量，才能对垃圾焚烧发电的超额电量形成价值补充。

绿证如何与CCER市场衔接

此次，绿证新政可能会对CCER市场造成冲击。根据《通知》，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，由国家能源局负责相关管理工作。

绿证是绿电环境属性的唯一证明，以及其核发范围扩大到包含分布式光伏、海上风电，迅速引起了业界对于其如何与国家核证自愿减排量（CCER）机制衔接的讨论。

CCER包括可再生能源、林业碳汇、甲烷减排、节能增效等项目所减少的碳排放，纳入碳市场的控排企业可使用CCER履约最高5%的碳配额。我国在2017年3月暂停了CCER项目的申请，生态环境部在2023年6月底的新闻发布会上表示，力争今年年内尽早重启CCER，已会同有关部门起草了《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，将明确CCER的审定、交易等制度。

绿色激励机制的一大原则是要保证同一项目环境属性的唯一性，不能出现重复认定和计算。换而言之，一个可再生能源项目，不能既在绿证市场卖绿证，又在自愿减排市场卖CCER。

中国碳中和五十人论坛特邀研究员、清华四川能源互联网研究院特邀研究员郑颖表示，绿证成为可再生能源电力环境价值的唯一证明，将为CCER项目的发展增添不确定：CCER也是环境价值的体现，此条规则意味着除了完全自发自用的可再生能源电量，其余可再生能源项目均无法参与CCER项目，这将对CCER未来的市场力和活跃度都造成一定的影响。

与此同时，业内人士表示，绿证不允许二次交易，CCER则可以多次交易，如果从绿证和CCER两者的“竞争”来看，绿证全面扩容后，预计国内供给会大量增加，短期内价格或有望压低，未来待配额即消纳责任权重逐步收紧，科学合理分解至用户，会提升市场需求。CCER目前也在酝酿重启，价格也受供需影响，长期要看碳价走势，“我们对我国碳价未来长期预期是看涨的”。