一、前言

2017年2月，国家发改委、财政部、能源局三部委联合发布了《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（发改能源〔2017〕132号）》（以下简称《绿证通知〔2017〕》），标志着我国可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）制度正式施行。

在进一步推动“双碳”目标的大背景下，我国提出了要建设以新能源为主体的新型电力系统。2021年10月24日，国务院颁布的《2030年前碳达峰行动方案》中提出，到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右；到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右。“十四五”期间，我国可再生能源进入了全新的发展阶段，可再生能源发电增量将成为增量主体，占比超过50%。

2021年底，我国的中央经济工作会议提出，要正确认识和把握碳达峰碳中和，要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。同时期，国务院印发了《“十四五”节能减排综合工作方案》，进一步明确各地区“十四五”时期新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核。

为构建绿色电力环境价值体系，促进可再生能源开发利用，引导全社会消费绿电，同时贯彻中央经济工作会议的有关精神和相关政策要求，完善能耗双控制度，增强能源消费总量管理弹性，我国的绿证制度即将“再次出发”。这从近几月以来绿证相关政策的接连出台可见一斑。

2022年9月15日，国家发改委、国家能源局发布《关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》(发改办体改〔2022〕797号）（以下简称797号文），提到要积极稳妥扩大绿电和绿证交易范围，更好体现可再生能源的环境价值，推动电力交易机构开展绿色电力证书交易。

2022年10月下旬，国家能源局在一定范围内下发了《关于完善可再生能源绿色电力证书制度的通知(征求意见稿）》（以下简称《绿证制度征求意见稿》），提出要进一步完善可再生能源电力证书制度，明确绿证定义，规范绿证核发，完善绿证交易，强化绿证应用等。

2022年11月16日，国家发改委、国家统计局、国家能源局公开发布《关于进一步做好新增可再生能源消费总量控制有关工作的通知》（以下简称《新增可再生能源消费通知》），明确以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。

本文将主要围绕以上三个政策文件，结合对绿证市场现状与趋势的分析，为我国绿证制度的完善方向提出几点思考与建议。

二、绿证市场现状与发展趋势

（一）绿证市场现状

我国绿证制度启动之初，是为缓解国家可再生能源电价财政补贴的缺口，同时培育国内的绿色电力消费市场。当时，补贴绿证是市场的唯一选择。经批准获得补贴的可再生能源发电商可在中国绿色电力证书认购交易平台上获发中国绿证，将其出售给认购者，即放弃相应兆瓦时的电力补贴。

因此绿证价格与新能源发电项目补贴收益息息相关，每张（以1,000度电，即1兆瓦时计）绿证的价格均在三位数以上。尽管无补贴绿证于2021年进入了绿证市场中，其价格也受到了一定的调控限制，相比常见的国际绿证（如I-REC, International Renewable Energy Certificate）仍偏高。

2020年1月，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）提出，自2021年起我国将实行配额制下的绿证交易，绿证作为一项辅助手段进入了消纳的考核范畴。其考核责任主体分为市场主体和两地方政府两级，市场主体直接承担消纳责任，地方政府承担落实责任。从配额制履约的角度来看，绿证交易并非是必要选择。实际消纳量达不到目标消纳量的市场主体，可通过超额消纳量交易和自愿绿证交易两种市场化的手段辅助完成消纳任务。然而，在实际执行过程电网组织的省间超额消纳量交易占据了主导；且大部分省份未将消纳责任权重分解落实和考核到市场主体，迄今为止，市场主体尚无完成考核的实例。实质上，配额制对绿证交易的推动作用甚微。

因此，尽管当前我国实施的是“自愿认购+配额制”二者结合的绿证交易，但绿证市场仍以自愿认购为主。出于践行企业社会责任，提升企业社会形象和影响力，或承担节能减碳责任等原因，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，许多外向型或世界五百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5,954万张，累计交易数量1,031万张，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。

（二）绿证市场发展趋势

1 / 绿证价值进一步凸显

《新增可再生能源消费通知》及《绿证制度征求意见稿》均明确了绿证将作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，以绿证的形式确保国内可再生能源电量环境属性证明的唯一性，建立全国统一的绿证体系。一方面反映出，为规避认定混乱的情形，确保绿证在认定可再生能源电力消费量时的权威效力；另一方面，采用绿证形式将确保对所有绿证项目环境属性核算的公平一致。在我国企业现行可供选择的绿电采购途径中，直接投资和场内安装分布式风光项目均存在环境权益归属不明晰的问题，因此，利益相关方通常需要通过额外的协议来对此进行确权。绿证对环境属性价值的体现，将从源头上规避潜在的环境权益双重计量的风险。

与此同时，从绿证的纯自愿性认购到纳入为配额制的辅助手段，再到以能耗双控为基础，作为可再生能源电力消费的考核依据，绿证市场的应用范畴从自愿到强制的演变趋势显著，重要性日益突出。电力用户到省级自下而上的核算，使得能耗双控考核不再是简单的数字加和，而是和绿证深度捆绑在一起，为绿证赋予了更多的应用价值。与能耗双控的有效结合，绿证的价值将有望被激活，从而改善当前市场供大于求的局面。

2 / 绿证核发范围拓宽

《绿证通知〔2017〕》中明确“绿色电力证书是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。” 绿证的项目类型十分有限，仅包括列入了《国家可再生能源价格附加基金补贴目录》的非水可再生能源：陆上风电和太阳能光伏发电（不包括分布式发电）。尽管近六年来，绿证的核发范围始终如一，但自去年开始已有政策信号表明，该规则将出现变化。

2022年6月1日，由国家发展改革委、国家能源局、财政部等九部门联合发布《“十四五”可再生能源发展规划》中提出要“拓展绿证核发范围”。在《绿证制度征求意见稿》中也更进一步地明确“对全国风电（含分散式）、太阳能发电（含分布式）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等项目所生产的可再生能源电量核发绿证”。

可以预见的是，绿证核发范围将全面扩大。其中，除可再生能源项目类型增多以外，分布式风光项目类型也将被纳入核发范围以内。此举将有利于各类型可再生能源项目的发展利用，提升各类型可再生能源发电企业的装机积极性，同时丰富市场选择。

3 / 绿证交易平台扩大

797号文着重围绕推动电力交易机构开展绿证交易展开，其规定“国家可再生能源信息中心按照核定交易规模向北京电力交易中心、广州电力交易中心及时核发与划转绿证，确保电力交易机构按照核定规模获得绿证”，意味着交易机构从此前仅有的国家可再生能源信息管理中心拓展到北京电力交易中心、广州电力交易中心。需明确的是，核发的机构仍为可再生能源信息管理中心，两大电力交易中心仅承担了交易平台的功能。

文中还提到“在目前绿证自愿认购和绿色电力交易的基础上积极支持电力交易机构按照有关政策规定，通过双边协商、挂牌、集中竞价等多种方式组织开展绿证交易，引导更多市场主体参与绿证与绿色电力交易，促进可再生能源消费。”当前北京、广州两大电力交易中心作为政策先行先试主体，将率先引导更多市场参与方开展交易。然而，其他33个省（区、市）的电力交易机构往往更加了解当地的绿证需求，拥有该区域内第一手的需求信息。为更好的总体统筹与系统推进，同时帮助参与方更灵活便捷的进行绿证交易，预计未来各省（区、市）电力交易中心也将逐步被纳入交易平台范畴内。

4 / 市场供需发力

如何突破当前绿证交易面临的供需瓶颈，解决思路可从近期政策中窥见一二。

供给方面，由于所有绿电的环境属性都将通过绿证得以证明，且《绿证制度征求意见稿》提出“风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电以及2023年1月1日后首台机组投产的新建常规水电等项目绿证可参与交易”；加之今年2 月15 日，国家发改委、财政部、国家能源局又下发了《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（发改体委〔2023〕75号）》，声明“稳步推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易”，并为这些发电项目优先发放补贴。由于未来绿证将作为绿电环境属性的唯一证明，绿证签发量将可预期的“井喷式”增长。仅以2022年我国风电、光伏发电总量为例，其供应规模可达11.9亿兆瓦时，约为当前绿证历史签发量的20倍。按照落基山研究所在《电力增长零碳化（2020–2030）：中国实现碳中和的必经之路》中的预估，我国风电、光伏发电量为例将在2030年将达到28.7亿兆瓦时。由于届时一部分绿证是证明电力用户自身自发自用绿电，绿证实际供给量虽将低于该数值，但也十分可观。

需求方面，随着“绿证原则上可转让”“做好绿证核发、交易、划转等全流程信息追踪管理”等具体通知事项推出，新的绿证核发及交易规则能够解决现有绿证的部分“痛点”。因此，由此导向到绿证市场流通性及国际国内认可度的提升后，自愿性消费的需求量无疑将持续上升。仅以世界500强企业及其在华供应链的绿色电力消费潜力估算，根据落基山研究所的初步评估，到2030年，世界500强企业及其供应链在中国市场的电力需求约为6亿兆瓦时/年。随着越来越多的此类企业加入RE100（100% Renewable Energy, 100%可再生能源组织）、SBTi（Science Based Targets initiative, 科学碳目标倡议）等国际性倡议组织，逐步迈向100%可再生电力、净零排放，其若通过采购绿证实现一部分绿电需求，也能极大促进绿证交易规模的扩张。

同样，随着能耗双控这一强制应用市场范畴的拓展，需求也将应运而生。国家统计局统计2022 年全社会总用电量为8.64 万亿度（86.4亿兆瓦时），而四大高耗能制造业（化工、建材、黑色、有色）用电量2.29 万亿度（22.9亿兆瓦时），占总用电量接近三成。一旦开始设置这类高耗能企业的绿电使用比例的下限，强制市场的绿证需求量将显著增多。

三、思考与建议

（一） 在完善自愿市场的基础上，建立健全强制市场

我国的绿证自愿市场需充分借鉴国外已有经验，不断培育市场的绿电消费意识，完善绿证相应制度的建设，发挥绿证更广泛深远的价值。

以欧美市场为例，近年来，美国自愿非捆绑绿色电力证书交易量在其总绿电消费市场中占比最大，接近一半左右；欧洲绿色证书自愿市场GO（Guarantees of Origins，来源担保证书）也早于2015年便达到了欧洲可再生能源发电总量的一半以上。欧美的绿证自愿交易市场加速促进了可再生能源发展，推动了社会绿色转型发展。

与此同时，推动绿证在强制市场中的应用是当下政策的趋势。不同于自愿消费市场，强制市场需要清楚明确应用范围和交易主体。在可再生能源电力消费核定基础上、能耗双控制度下讨论的绿证，由此衍生的市场交易，一方面，可促进“开源”，加快我国可再生能源项目的开发建设；另一方面，可推动“节流”，促进用能企业做好节能工作，严格控制高耗能项目建设。

我国能耗双控制度是在确定了国家目标后，对各省级行政区能源消费强度和总量双控制度的双重约束。本质上，能耗双控是将“双控”目标分解到各省级行政区域，各省级再将目标分解到各重点用能单位，推动用能单位进行节能减排，国家发改委再对省级完成情况进行考核。《新增可再生能源消费通知》中提到“各省级行政区域可再生能源消费量以本省各类型电力用户持有的当年度绿证作为相关核算工作的基准”，但如何协调能耗双控与消纳责任权重，如确定当前能耗双控制度下的消纳责任权重，重点用能单位的具体绿电使用比例，如何规定合适的惩罚制度等，有待进一步明确。

在国家发改委2021年颁布的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》中提出要“推行用能指标市场化交易”，绿证将作为用能指标市场化交易的一项重要工具。然而，如何在涉及各省、各企业经济发展及能源调剂的复杂情况下建设一个公开的交易市场，还需得到进一步的明确。对于当前的政策信息而言，就绿证如何能在用能权交易市场中发挥作用，助力我国能耗双控目标的实现，仍待相关方拨开云雾。

最后，建议通过机制设计和调整完善符合我国国情的绿证交易体系，建立并完善强制市场和自愿消费市场两套并行的机制。强制交易可促进节能降耗、实现高质量的经济发展以及可再生能源消纳目标的实现等，自愿交易则能更广泛的促进社会的可再生能源消费，二者高效的结合应用，会加速促进我国可再生能源的发展和利用。

（二） 规避重复计算问题，在不同市场、政策工具中统筹协调

目前我国绿证制度尚不具备健全的核销机制，环境权益重复计算问题显现。然而，如前所述，绿证如将应用于更广范围的强制与自愿市场中，势必需要搭建统一的证书跟踪系统，或是建立强制与自愿系统的衔接体系，从而规避此类问题。

除前文提及的“非捆绑式绿证”——补贴绿证、无补贴绿证以外，2021年9月，全国绿色电力交易试点启动，“捆绑式绿证”——绿电绿证也进入了大众的视野中。根据国家发展改革委、国家能源局批复的《绿色电力交易试点工作方案》，国家能源局组织国家可再生能源信息管理中心，向北京电力交易中心、广州电力交易中心批量核发绿色电力消费证明（也即 “绿电绿证”），电力交易中心依据绿电交易结算结果将此证明分配至电力用户，使得其可实现“电证合一”。但此“证”非彼“证”，绿色电力证书与绿色电力消费证明在证书样式与记载信息上均有所区别。另外，一些省市的电力交易中心也正在开展绿电交易工作，并为本省市的企业出具绿电消费相关证明。随着绿证在未来市场中的“大一统”，在制度不断完善的过程中，“绿电绿证”与“非捆绑式绿证”应迈向一致的发展方向。

再者，随着2021年全国碳市场的启动，碳交易、CCER交易对促进节能减排、控制温室气体变化的重要性逐渐凸显。“电-碳”存在着天然的连接，也都服务于我国的“双碳”目标，但现阶段，绿证与CCER面临着潜在的环境权益重复签发的问题。若要从根源规避，重启后的CCER可将可再生能源项目排除在外。

此外，“十四五”期间八大控排行业陆续纳入全国强制减排市场，以上众多高耗能企业同时也需履行能耗双控的指标。但由于目前我国强制碳市场纳入了由企业外购电力所导致的间接排放，若允许这类企业采购绿证，使得由绿证而来的绿电使用量计入碳减排，不仅能规避相关的重复计量问题，也能推动绿证市场交易量的提升。

因此，建议完善覆盖发电主体必要信息（如技术类别、项目位置、所属业主、装机容量、建成时间、绿色证书电量产生时间等）的唯一可再生能源绿色电力证书编号，确保每个具备唯一编号的绿证仅能出现在一个账户中；同时，为确保所有信息均可得到有效验证，建议设置一旦消费端完成交易，注销的绿证便将显示在注销系统中的程序。如此一来，绿电的环境属性从核发、交易到划转过程中的唯一性便可得以确认，即使在不同市场中也不会出现交叉使用情况。

避免多目标导向下市场交易规则不同带来的重复计算风险，有效衔接绿证交易、绿电交易与碳交易的三者的关系，将有效促进我国可再生能源电力市场的繁荣与发展。

（三）纳入更多的市场参与主体，允许市场化价格下的多次交易

《绿证通知〔2017〕》中，规定了“绿色电力证书经认购后不得再次出售”，且在《绿色电力证书自愿认购交易实施细则》中也明确规定卖方仅为新能源发电企业。交易受限，且参与主体单一，是使得市场交易量不足的一大原因。当然，这也是绿证的收益替代财政补贴的初期定位所致。

而现如今，我国可再生能源电力已迈入平价阶段，亟需利用市场化手段推动绿证交易。最新的《新增可再生能源消费通知》里提到“绿证原则上可转让”，“转让”所指的具体对象和频次要求，例如是否允许代理商参与交易等尚未可知。建议在逐步拓展的绿证交易平台上，纳入更多的市场参与主体，如售电企业、交易代理商等，尤其是对于小规模交易主体而言，允许售电企业或代理商参与交易，能减少交易摩擦，提升交易效率。而《绿证制度征求意见稿》中提及了“现阶段绿证仅可交易一次”，表明“多次交易”可能将不被纳入最新的交易规则中。建议在市场稳定运行后，尽快放开转让的频次限制，以此提高市场流动性与交易活跃度。

另外，建议市场运行初期设置一个引导价格，逐步由市场决定交易价格。如此，发电企业的环境权益收益可得到真正的兑现，消费侧也能以更合理的价格采购绿证。以当下的平价绿证为例，若延续被“调控”的高价（相比国际上的绿证价格而言），市场需求将难以提振，这将不利于促进全社会绿色电力消费目标的实现。

（四） 推动我国绿证加强国际衔接与互认的工作

如前所述，当前的一些外向型企业、在华跨国企业、世界五百强供应链企业等均有大量的绿证采购需求，但最终却未选择中国绿证。这是由于当前我国绿证的权益归属、权益声明存在重复计算的风险，加之企业认购后的使用情况无法跟踪等问题，国际广泛认可的RE100对企业采购中国绿证以实现绿电使用声明仅为有条件认可。随着欧美等国际市场对碳排放准入门槛的变化，未来，尤其是外向型企业，将面临更加严苛的竞争环境。《绿证制度征求意见稿》中提到，“在不影响我国国家自主贡献目标实现的前提下，积极推动中国绿证纳入国际组织的绿色消费、碳减排体系，在国家认可的范围内支持中国绿证与国际绿证互认”。我国绿证制度的更新应充分考虑国际倡议、组织、政策等的要求，与它们做好相应的衔接与互认工作，以此助力我国企业在国际市场上提升竞争力。

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