自2017年启动绿证认购制度以来，我国对可再生能源环境权益机制的持续探索超过７年，绿电、绿证市场规模逐步扩大，市场机制持续优化完善，以绿电绿证赋能出口、约束能源生产和消费、通过相关机制收益接续补贴政策促进可再生能源发展的路径逐渐清晰。2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度陡增。但由于各种原因，证电“分离”与“合一”之争尚未平息，我国绿电、绿证在国际市场的有效性和通用性需要进一步落实；同时还存在应用场景不够清晰，绿电绿证价格出现背离现象等问题，这些都在相当程度上制约了绿电和绿证机制的健康运作。本文尝试对我国绿电和绿证机制的沿革进行简单梳理，基于自身工作实践对市场现状进行考察，希望相关认识对我国绿电绿证机制的健全完善尽绵薄之力。
我国绿电、绿证机制发展历程
2015年3月，中发9号文印发，启动了新一轮电改，为可再生能源参与电力市场与绿电、绿证的发展奠定了基础。为解决可再生能源补贴缺口问题， 2017年1月，开始试行绿证自愿认购制度。但由于应用场景较为稀少，很长一段时间，绿证市场基本处于有价无市的状态。
随着弃风弃光压力逐步增大，为引导需求侧主动消纳可再生能源，2019年5月，可再生能源电力消纳保障机制建立，要求按省级行政区域设定可再生能源总量和非水电消纳责任，可通过认购绿证等方式来完成责任。消纳责任机制的建立为提高可再生能源利用率、促进绿证消费开辟了新渠道，该文发布后绿证的交易量有所提高。但由于消纳责任未实际分解到终端电力用户等原因，交易成交量未达预期。
在全球碳中和的大势下，电力行业发生巨变。2021年6月，国家发展改革委《关于2021年可再生能源上网电价政策有关事项的通知》印发。同时RE100等国际绿色发展倡议影响力持续扩大，我国与欧美碳市场发展迅速，用户侧采购绿电、绿证的诉求持续扩大。2021年9月，《绿色电力交易试点工作方案》获得国家发改委、国家能源局正式批复，标志着“证电合一”的绿电交易模式正式开启。绿电消费量迅速扩大。另外，平价可再生能源项目的批量并网使得绿证的价格迅速下降，绿证的消费量逐步攀升。
同时，自2021年7月全国碳市场启动以来，自愿减排市场（CCER）、绿电、绿证等机制不衔接引发了广泛争议，不同部委管理条线的区分、视角的不同、政策着力点不同，引起了外界对环境权益重复性计算的争论，对国内绿电、绿证的公信力和权威性造成不利影响，一定程度上阻碍了我国绿证的国际认可。
近年来，政策与市场双向发力推动绿电、绿证市场格局渐成。2022年8月，国家发改委、 国家统计局、国家能源局《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》要求新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，以绿证作为认定凭证。2023年8月，国家发改委、 财政部、国家能源局发布的《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》明确对全部可再生能源电量核发绿证。2024年2月，政策更进一步，国家发改委、国家统计局、国家能源局发布《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》（发改环资〔2024〕113号）明确非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控，绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。同时，生态环境部相继对铝冶炼、水泥行业温室气体排放核算与报告指南征求意见，对市场化绿电在碳排放核算中的计算机制进行了部分明确，初步促进了碳市场与绿电市场的衔接。系列政策组合拳，促进了绿证的消费，推动能耗指标紧张省份绿证交易量大幅增长。
绿电、绿证市场观察
绿电、绿证的消费侧应用
根据市场调研，目前用户采购绿电、绿证的用途主要有降低国内碳市场排放、应对欧盟碳边境调整机制（CBAM）、进行绿色低碳行业声明、完成可再生能源消纳责任、完成能耗考核、企业宣传等。下表简要概括绿电和绿证针对不同用户类型不同应用场景的适应性。
对国内控排企业碳排放的核算。由于尚未建立相关核算体系、绿证不受网架约束可能存在重复计算、管理部门不同等因素，绿证目前无法直接用于碳排放计算。对于绿电交易，铝冶炼行业、水泥行业温室气体排放核算与报告指南的发布表明全国碳市场开始逐步认可绿电的零碳属性，但具体实操层面能否落地还有待观察。而北京、上海、深圳等地方碳市场部分明确绿电可以抵扣碳排放，初步推进了电碳衔接，但机制设计远未完善。如2023年6月上海市生态环境局发布《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》（沪环气候〔2023〕89号），明确“通过北京电力交易中心绿色电力交易平台以省间交易方式购买并实际执行、结算的电量，其外购绿电排放因子调整为0 t CO2/104kWh”，此举有利于上海提高省间绿电的消纳。但意味深长的是，上海市内绿电仍按照全市电力排放因子平均值计算排放。
欧盟CBAM对电力间接排放的核算。根据CBAM相关实施细则及官方问答，只有实际消耗了的清洁能源才可在计算碳排放时进行抵扣，而欧盟来源担保证书等绿证所代表的形式上的减排量，是不允许在核算CBAM规则下的碳排放量时进行抵扣的。这排除了绿证抵扣电力间接排放的可能。而对于绿电，目前欧盟指引性文件里认可的绿电消纳方式包括自发自用、远距离采购以及通过签署电力采购协议，目前多数观点认为绿电可适用于“直接技术连接或购电协议”；根据部分出口企业的反馈，在实际进行过渡期申报时，CBAM倾向于认可国内绿电单独计算间接排放，即企业采购的绿电可能被认可为碳排放为0。后续需持续关注CBAM规则的完善与实践。
需要关注的是，4月30日，欧盟发布《电动车电池碳足迹计算规则草案》征求意见稿，要求电力消费碳足迹应使用“国家平均电力消费组合”，直连电力方式除外。按照该草案，除了自发自用方式，企业采购绿电仍按照全网平均水平计算碳排放，“绿电”与“绿证”均无法用于碳足迹降低。由于中国以煤为主的资源禀赋与发展阶段特性，这将削弱中国电动车电池企业的竞争优势，同时更需警惕类似规则向其他领域蔓延。
在相关行业倡议的应用。典型的行业倡议如RE100，要求加入的公司需承诺不晚于2050年100%使用可再生能源电力，企业可选择自己生产和购买绿色电力来实现可再生能源使用目标，其中包括物理购电协议（物理PPA）、金融购电协议（金融PPA）、与电力供应商签署的协议、能源属性证书等，我国的绿电与绿证基本可纳入上述范畴，满足RE100的要求。但国内绿证由于可能存在与CCER的重复计算问题，最新的“常见问题解答”（FAQs）要求使用我国绿证的企业要提交其绿证拥有全部的环境属性的可信声明。
在可再生能源消纳责任机制中的应用。对于可再生能源消纳责任，国家相关文件明确国内的绿电、绿证均可用于完成总量与非水电消纳责任。但目前主要的消纳责任主体是各省级行政单位与电网企业，终端电力用户并未实际进入该应用场景。
在能耗“双控”考核中的应用。发改环资〔2024〕113号文明确绿电与绿证均可抵扣能源消费总量与强度指标，大大拓展了绿电、绿证的应用。由于使用绿电仍受到电网物理约束，采购绿证成为了完成能耗考核的最便捷措施。2024年初，文件发布后，存在能耗缺口的省份迅速开始要求辖区内能耗用户采购绿证。但能耗“双控”的考核责任主体是各省，而采购绿证的主体——各电力用户并不承担能耗考核责任，权责不对等导致供需错配。2024年初，华东各省开始逐步引导用户侧参与到绿证交易，探索全社会参与绿色消费的模式，尽管此举在一定程度上刺激了绿证消费，但应该看到，行政手段的强大力量凸显了市场作用的渺小，短暂以考核导向制造的需求也不利于市场的长远发展。
在企业宣传或零碳声明的应用。对于企业基于体现社会责任进行的宣传、声明、ESG报告等活动，绿电、绿证理论上均能发挥出其功效。但是仍要关注可能存在的“漂绿”风险。2024年1月17日，欧洲议会表决通过“为绿色转型而赋能消费者”方案，它将禁止产品或服务提供者做出基于温室气体排放抵消（Offsets）的环境影响声明，这是欧盟打击“漂绿”行为的一项重要立法举措。2024年4月初，市场传闻科学碳目标倡议（SBTi）董事会宣布计划更新企业净零目标的设定标准，“扩大环境属性证书（EAC）（如减排信用额）的使用范围，以帮助解决范围三排放问题”，但在引起强烈反响后，随后又声明“SBTi 现行标准未作任何更改”。这反映出行业内外对“绿证”等信用证书能否实际起到宣传中作用的质疑。
绿电、绿证的供给侧主体适应性
4月19日，国家发改委、国家能源局发布的《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章（征求意见稿）》规定，“绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目所生产的全部电量”“初期，参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目”。而4月26日，国家能源局发布的《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则（征求意见稿）》规定，“对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目上网电量，以及2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量，核发可交易绿证”“对项目自发自用电量和2023年1月1日（不含）之前的常规存量水电项目上网电量，现阶段核发绿证但暂不参与交易。”
行业对风电与太阳能发电的绿色属性已经有了广泛认可。但对水电等电源品种是否纳入“绿色”价值的受益范围仍存在质疑。目前关于水电对生态环境的影响存在一定程度争议，同时考虑到国家通过重大水利工程建设基金对水电项目进行补贴，现阶段我国对2023年以前的存量水电不核发可交易绿证。而部分核电行业从业人员呼吁将核电纳入绿色电力体系，则存在较多阻力。
观察到的几个相关问题
绿电市场机制，行稳方可致远。我国绿电市场在政府主导下，立意高、行动快，但机制设计需要结合实践的动态反馈，不断纠偏调整，才能真正实现初衷。
CBAM规定在过渡期“可酌情使用根据D.4.1（非热电联产装置）或D.4.2（热电联产装置）确定的电力排放因子，并由发电商提供相关报告” 对间接排放进行溯源，对采购的绿色电力进行物理消纳。RE100除了认可物理PPA外，还认可金融合约型PPA，即不实际物理交割的电力。而我国的绿电交易在建立之初就要求可溯源，证书核发“取发用的较小值”，若能落地，足以满足 CBAM与RE100对PPA的定义。但实际上我国电力市场建设有待健全，绿电交易与现货市场的衔接尚未闭环，物理消纳的数量和可溯源性均难以保障。此外，我国不同地区的碳市场对绿电认可度存在差异，碳市场对可再生能源的定义和绿电市场对绿色电力的定义还存在不一致，两个市场政策预期存在不确定性、不连贯性，如区域排放因子更新节奏没有明确时间表，碳市场分配方案与基准线收紧节奏随机性大等，这些不仅直接影响我国绿电交易的国际有效性和通用性，而且对绿电在不同电网间的流动也造成困难。
上文分析了绿电相对于绿证的不可替代性，绿电交易主要用于满足出口型企业与控排企业对降低电力间接排放的需求，这些企业目前大多位于东部地区，但由于资源禀赋差异，这些地区的绿电往往稀缺，需借助跨省区输电线路从中西部地区采购绿电。但跨省区通道输送的电力往往通过政府间协议锁定，其绿色属性一般无法直接供给单个企业，在落实政府间协议后剩余的市场化绿电交易空间有限，且极可能被落地省份优先使用或校核，这大大限制了绿电交易的活跃度。
证电分离还是合一？这仍然是个问题。绿电与绿证具有各自定义的环境价值，在消纳责任、能耗抵扣、低碳零碳声明等场景，二者具有一定的一致性。但绿证与绿电交易的机制建立初衷不同、应用场景不同、供应主体并非完全一致，在交易难度、方式、价格影响因素、交易市场方面存在较大差别。《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）》（京电交市[2023]44号）规定集中竞价方式下绿电交易价格中的环境溢价统一取平价绿证市场上一结算周期成交均价，通过交易规则将绿电与绿证进行了价格关联。进行这一关联的出发点，也许是为纷乱的绿色市场进行引导。但在实际交易中，绿电交易市场相对供不应求，若用某一周期的绿证价格锚定绿电的环境溢价，可能导致绿证与绿电的价值失真。批发市场中，不同周期的绿电交易均需要明确环境价值的价格；而零售市场中，一般售电公司与零售用户是年度签约。当结算时，在同一时间批发与零售两侧出现四个价格（批发侧电能量价格、零售侧电能量价格、批发侧环境权益价格、零售侧环境权益价格），这导致发电、售电、用户三方面对价格机制会产生困惑，甚至发生交易困难。后续随着高频次的日滚动、现货交易开市，电能量价格随时间波动的特性与绿证价格人为的固定将愈发显现出二者的差异。
绿证市场，应该成为更好的自己。从业人员对绿电绿证的区分尚且存在疑惑，更遑论普通电力用户与一般消费者，这就为部分投机行为留下了空间。部分用户无法鉴别绿电、绿证的区别，以为采购绿证就可以抵扣碳排放与欧盟的CBAM认证，花了冤枉钱，又损害了行业的声誉。
结果是“发改环资〔2024〕113号”文的发布扩大了绿证的消费场景，但能耗考核导向决定了绿证的采购需求集中爆发于考核期间，难以形成稳定持续的需求。在非考核期，可以预见绿证消费量将发生骤降；同时从能耗双控到碳排放双控的转型进度不清晰，同一时间不同部委进行的能耗考核、原煤总量考核、碳排放考核、碳市场履约并存，给基层市场主体带来了诸多困惑与实操困难，这些问题的存在不利于成熟的绿证市场形成，建议建立数据基础扎实、逻辑自洽、系统完整的绿色消费体系，逐步引导全社会绿色低碳转型。
绿电、绿证市场简析
以下从供需、成本、收益、价格四个维度对绿电、绿证市场进行简要分析。
供需趋势
以2023年作为计算年。
供应端，2023年全国风电、太阳能发电量约1.47万亿千瓦时，按照厂用电率2%测算上网电量约1.44万亿千瓦时；其中2021~2023年新增风电装机1.6亿千瓦、新增太阳能发电装机3.58亿千瓦，按此测算平价可再生能源上网电量约为8200亿千瓦时。由于带补贴项目参与绿电/绿证交易需抵扣国补，且受到国企决策机制等限制，实际参与市场量非常稀少，可以将8200亿千瓦时作为全国绿电、绿证的理论供应量上限。由于受到电网物理网架约束，且不同省份绿电供需存在错配、需要借助全国大电网进行平衡，绿电交易的实际供应上限计算需根据各省情况具体分析，此处不再赘述。
绿电需求端，2023年全国绿电交易量只有538亿千瓦时。2023年全国化学、非金属、黑色金属、有色金属等传统高耗能行业用电量共2.4万亿千瓦时，风能设备制造、可再生能源汽车、光伏设备、纺织业等出口型企业用电量共0.31万亿千瓦时。上述行业用电量合计为2.71万亿千瓦时，假设在政策与市场综合作用下要求至少20%的用电量为绿电，则0.54~2.71万亿千瓦时为未来绿电交易的潜在需求范围。即使取最小值0.54万亿千瓦时，也远大于2023年全国绿电实际交易量，可以说绿电交易需求潜力远未得到满足，在交易机制与网架结构不出现根本性改变的情况下绿电供不应求的局面可能长期存在。
绿证需求端，2023年，绿证交易量超两千万张。由于应用场景暂不清晰，绿证的市场需求空间存在争议。假设需求仅限于RE100等行业倡议，2022年，RE100成员企业的用电量为4800亿千瓦时，其中我国企业用电量约为440亿千瓦时，按照50%的比例去除使用绿电、自发自用后测算，绿电需求量约为220亿千瓦时，考虑一定的增长率后，该数字基本与2023年绿证实际交易量相当；在能耗“双控”与绿证衔接政策出台前，在2021年12月，国务院印发《“十四五”节能减排综合工作方案》（国发〔2021〕33号）要求京津冀及周边地区、长三角地区煤炭消费量分别下降10%、5%左右”，假设下降的10%、5%的量均由购买绿证实现，对应的发电量下降约1360亿千瓦时，可增加绿证消费量约1.36亿张，但这仍远小于绿证的理论最大供应量8200亿千瓦时，可以说绿证交易需求潜力远未释放，在没有政策大幅变化的情况下绿证可能持续供过于求。
成本水平
绿电发电成本包括折旧、检修、运维、试验、保险、财务等，随着可再生能源装机的不断提升，全网为提升可再生能源消纳、维持平衡而产生的系统成本会越来越高，这一成本可能体现在电价、辅助服务费用等环节。在当前阶段，不考虑额外的制证人力和系统成本、营销成本等因素，绿电的发电成本可以简化按照各省市的基准电价来进行估算。
绿证是可再生能源发电后的环境权益认证。相比常规火电等电源品种，全网为服务可再生能源发电需要额外支付系统运行成本、消纳成本等，因此可以认为绿证的成本接近于全网系统运行费用折合度电单价。目前约为20~30元/兆瓦时，该数值与今年4月绿证市场的成交价格比较接近，但近两个月的绿证价格已大幅下跌。
收益粗估
对于绿电，由于目前其主要的需求来源于国内碳市场控排企业与应对欧盟CBAM的出口型企业，可按照碳市场价格来测算绿电收益。参照4月12日生态环境部、国家统计局《关于发布2021年电力二氧化碳排放因子的公告》，2021年全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量）为0.5942kgCO2/kWh。根据全国碳市场2024年4月价格100元/吨测算，即使不考虑时间差带来的碳价上升，采购绿电收益也有59.4元/兆瓦时；若根据欧盟碳市场100欧元/吨测算，采购绿电收益还会更高。
对于绿证，目前主要需求场景来自于RE100等行业倡议，购买绿证会带来一定的品牌溢价或满足相关供应链准入门槛。而近期新增的抵扣能耗场景属于政府考核导向，购买绿证主要用于规避政府可能的施压或处罚，具体收益需一事一议，此处暂不进行量化计算。
价格简析
对于绿电，其市场价格主要跟随电能量价格波动，并叠加一定的环境溢价，按照主管部门设计可按照中长期电力市场价格加绿证价格来进行大致估算。但前文提到的绿电与绿证的价格走向近期出现了明显的背离；而部分省份如山东、广西等针对绿电设置了收益回收机制，导致绿电价格出现扭曲；部分现货长周期运行地区的分时电能量价格计算尤为复杂，再叠加环境溢价已经与绿电的实际价格发生巨大差异。因此绿电的市场价格需根据每个省的情况进行具体分析。
对于绿证，根据2024年4月我国绿色电力证书交易平台数据，其市场成交价格从2~30元/张不等，除去成交量稀少的日期，平均成交价格约为15元/张。
我国绿电、绿证市场的积极探索，为促进绿色转型发展提供了有力支撑。同时应该指出，主管部门之间的无缝衔接、绿电与绿证市场的各自功能的体现、绿色认证消费体系的建立健全等工作亟待开展。我国经济的发展历来是有为政府和有效市场的有机结合推动实现的，形势越是复杂严峻，越是期待体制优势有为彰显，通过加强统筹协调，动态优化顶层设计，尽快消除疑惑，盘活有效市场，实现绿色赋能。
本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2024年6期。作者曹安国、沙冠男、舒彤供职于申能股份有限公司。
