深化绿电绿证市场改革，促进经济社会发展全面绿色转型

2024年7月，《中共中央国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》强调健全绿色转型市场化机制，并明确指出应加强绿电、绿证、碳交易等市场化机制的政策协同。相较于可再生能源补贴，绿电绿证交易更好地发挥了市场作用，明确了绿色电力的电能价值和环境价值。

自2017年启动绿证核发和自愿认购交易制度以来，中国不断探索可再生能源创新发展体系，以市场机制促进绿色电力消费，取得了一定成绩。为进一步扩大交易规模，加强绿电绿证市场规范，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局于2024年2月发布了《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，明确扩大绿色电力证书交易市场和范围，并将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级政府节能目标责任评价考核指标核算，成为完善能源消耗总量和强度调控、有效拓展绿证应用场景的重要举措。在双重需求带动下，绿电交易规模明显扩大。中国绿色电力证书认购交易平台的数据显示，截至2024年3月，全国累计交易绿证1.35亿个，已有认购者3.5万，最近的挂牌交易月成交均价为26元/个，市场活跃度有所提高。

历经改革与完善，绿电绿证交易制度逐渐成为支持可再生能源产业发展、推动全面绿色转型的重要抓手。在缓解补贴压力的同时，为可再生能源项目提供更多的资金支持，促进可再生能源产业发展进入正循环，助力经济社会全面绿色转型。然而，目前中国绿电绿证市场处于多种机制同时存在且相互交织的情况，交易规模和效率都有待提高。深化绿电绿证市场改革、健全绿电绿证市场机制是规范和活跃绿电绿证交易的必由之路。为此，国家能源局2024年8月印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，明确了账户注册、绿证核发、交易划转、信息管理和绿证监管等细则，为绿电绿证市场改革奠定了坚实基础。在此基础上，仍需厘清绿电绿证市场发展的不足之处，出台支持政策深化绿电绿证市场改革，持续推动可再生能源高质量跃升发展，促进经济社会发展全面绿色转型。

绿电绿证市场发展的不足之处

一是绿电绿证与其他推动能源转型政策尚未形成有效合力，协同推动新质生产力。

首先，我国绿电绿证与全国碳市场政策相对独立，按照最新政策，电力间接排放将不再纳入全国碳市场管控范围，进一步推动绿电绿证和强制碳市场相对脱钩，但由于火电碳电价格并未有效联动，导致绿电绿证在市场中价格竞争力不强。而北京、上海、深圳等地方碳市场仍保留了间接排放，部分还明确绿电可以抵扣、绿证不能抵扣碳排放，初步推进了电碳衔接，但机制设计远未完善。

其次，和绿电绿证息息相关的可再生能源配额制、可再生能源电力消纳责任权重主要由省级政府管理、电网或部分高耗能企业分担，目前明确尚未有效分配到终端用户，激励和约束力度不足，透明度也相对有限。

再次，按照最新政策的绿电绿证可同时用于现行能耗双控、节能评价考核等制度的应用，未来也将与即将出台的碳双控制度、产品碳足迹机制强相关，各种应用场景相互协同有待进一步加强。

最后，绿电绿证本身和我国电力市场建设的匹配问题。目前，同时存在带补贴绿证、平价绿证、市场化绿证以及绿电交易产生的绿证，随着电力市场的深入推进，需要理顺几种不同产品与市场机制的兼容问题。另外，相应的应用场景也有待进一步明确。

二是环境价值重复核算会导致过度投资和认可度低，不利于实现新质生产力要求的高效能。

近期国家发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》提出，企业可自主选择核发交易绿证或CCER（中国核证自愿减排量），并明确了对于深远海海上风电、光热发电项目，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请CCER，存量可再生能源项目参照执行。该政策理清了可再生能源绿电绿证与CCER重复获利的问题。但绿电绿证还存在用能权、配额制、碳足迹等其他交叉应用场景，是否可以多重利用也需要进一步理清。

此外，“证电合一”和“证电分离”并行的交易方式，难以减少可再生能源重复计量环境价值的可能性，如部分地区的电网排放因子计算方法中并未剔除已定向的绿色电力的减排效果。可见，多类型激励政策也会带来可再生能源发电企业的过度投资问题，进一步产生监管不足的情况，既影响市场规模大小，又不利于绿电产品多样化。

三是绿电产品灵活性和激励效果不够，引导企业培育新质生产力的动力不足。

从购买动机来看，公司购买绿色电力的动机会有所不同。部分公司为了达到自身的环保指标而统一采购多个地点的绿电，只购置当年的新发售绿色电力来规避总体能耗限制；部分公司为适应更严苛的产品碳足迹评估标准或者利用购买绿色电力的方式减少一部分碳排放额度。然而，在实际操作中，企业却因采购规模、地域和方式等方面的局限无法购买绿电。

从购买规模来看，企业因生产规模等原因绿电需求大，但是当地可供使用的绿电资源有限，故不能仅通过一次交易来满足全部的需求，而可以满足企业绿电需求的企业却又不在同一地理区域。

从购买方式来看，部分公司有全国性的业务分布，但其更倾向于由总部统一购入，而不是通过各地单独设立售电公司去买进。

此外，在发达国家，绿电市场既有强制市场又有自愿市场，企业可以根据自身需求灵活采购绿电和绿证，从而提高市场的活跃度。但在中国，绿证不可转卖，也没有其他方面的激励，因此企业购买热情不高，使用绿电的动力不足。

四是可再生能源电力输送技术不成熟，无法实现大规模绿色电力输送，满足新质生产力的发展需求。

绿电需求企业主要位于经济发达的长三角、珠三角和京津冀地区，而供应绿电和绿证的地区主要在“三北地区”。因此，“证电合一”需要克服远距离输电的挑战。目前已有输电通道均为历史规划，并配套有长期供应的传统电源，并无充足的空余输送能力用于大规模可再生能源电量的输送。因此，短期内，“证电分离”仍是必要的交易方式，其销售不需要受制于物理电量的输送能力，便于东部发达地区的企业获得绿色电力证书，完成可再生能源配额消纳。未来，随着市场交易制度及配套电网技术的完善，大规模绿电的输送问题将得到妥善解决。

五是绿证国际认可度相对较低，不符合新质生产力发展强调的开放理念。

绿证已成为全球贸易绿色化的重要组成部分，中国企业迫切需要适应国际客户供应链脱碳对绿证的要求。而中国绿证的国际认可度却不高，主要有三个原因。首先，中国绿证缺乏透明度、可追溯性，从而直接影响其可信度。其次，中国绿证市场与碳足迹缺乏协同，导致绿证的通用性受限。最后，现行政策规定，国内项目只能申领国内绿证，不利于提高其国际认可度。

绿电绿证市场高质量发展建议

其一，完善绿电绿证市场化机制顶层设计，发挥制度合力推动新质生产力形成。

首先，要做好与碳市场的衔接。完善绿电绿证和不同层级强制碳市场的衔接，从全国碳市场层面，按照最新政策电力间接排放将不再纳入管控覆盖范围；从地方碳市场试点层面，北京、上海这类以电力消费为主能源消费的试点，可以考虑继续将电力间接排放纳入管控覆盖范围，并完善电网排放因子的评估方式，依据绿色证书的发放及交易状况，实时更改和升级各级电网的平均排放因子，以免绿电的碳减排效果被重复计量。

其次，应做好与电力市场的衔接工作。就购买绿色证书而言，提倡优先考虑那些对市场化的绿电溢价需求较小的项目，以无偿或者低价获取这些证书。针对还未融入电力市场中但被电网公司统一收购销售的可再生能源发电量，应该依照市场化溢价由低到高来选购绿色证书。而对于没有接受任何其他类型补贴的可再生能源发电量，则应当依据当地绿证最近的三个月或六个月的平均售价去购买，并将由此产生的金额及得到的绿证按比例分摊给所有电力市场客户。

其二，增加绿电产品多样性，完善绿电价格，形成相适应的“产品—价格”机制，让市场成为推动新质生产力形成的主要力量。

在增加产品多样性方面，首要任务是增加除风电和光电以外的、更多类型、更加高效的新能源发电进入绿电交易市场，增加绿电交易的覆盖范围。其次，推动各方力量开发绿色证书相关产品，如100%绿电产品、零碳产品等，以最大化利用绿电的环保属性。在绿电的价格形成机制方面，当绿电和其他常规能源一同参与市场交易时，其环境价格应当基于市场供需等情况改变。在绿色电力交易合同中，应当清楚地规定电能和绿证的价格，以便更好地反映绿色环境的价值，并激励新能源生产商积极参与市场交易。减少国家补贴、区域壁垒以及地方保护等行为对价格的影响，缓解绿电供需的错配情况，最终逐步建立绿色环境价值体系。

其三，提高输电通道利用率以畅通绿电供应，满足新质生产力发展的动力需求。

目前，中国集中式新能源仍占主体地位，“三北”地区应优化推动大型综合能源基地的建设，中东部地区应推动分布式风光开发。推动绿色电力就近开发消纳，不断提升输电通道的利用效率和可再生能源电量占比。同时，需要重视配套调节性煤电和储能的开发，在确保能源安全的前提下，促进西部地区的新能源外送。

其四，加强绿电绿证与产品碳足迹管理衔接。

间接排放不纳入全国强制碳市场后，绿电绿证与碳市场相对脱钩。但随着产品碳足迹管理日趋严格，绿电绿证、碳市场都将同时作用于碳足迹核算体系。因此，在产品碳标识认证管理过程中要充分考虑绿证因素，需要尽快明确绿证在产品碳足迹计算中的一般适用范围和认定方法。

其五，进一步压实电力用户及供售电公司的消纳权重责任，推动多主体主动参与可再生能源电力消纳。

2024年4月，《中华人民共和国能源法（草案）》公布，在条款中明确以供电企业、售电公司、电力用户为代表的市场主体，需要承担实际消纳可再生能源发电量的责任。电解铝行业在国家层面明确提出了可再生能源消纳责任要求，应尽快推动更多的行业纳入相关范畴，以此提高绿电绿证市场交易的活跃度。

其六，加快制定绿证国际互认实施细则，发展符合开放理念的新质生产力。

首先应加强对外合作，了解RE100等绿证有关的国际规则，积极与规则制定方交流沟通，为绿证走向世界打下基础。此外，充分利用数字化和标准化技术，对新能源发电企业的发电数据进行标准核证，并报送给国际绿色电力证书核发机构。其次是开展试点，政府有关部门、行业专家以及主要利益相关者可以联合组成工作组，分析国内外体制差异，识别互认障碍，并提出解决方案。通过在自贸区或特定行业内实施试点项目，探索中国绿证与国际绿证的互认机制建设。通过这些试点项目收集数据，评估互认的可行性和效果，为全面实施互认提供实践依据。绿色电力证书需要全生命周期追溯机制。

（林伯强系厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长，黄辉系自然资源保护协会项目高级主管）