近日，国家能源局发布《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，于6月30日正式启用国家绿证核发交易系统，同时停止原国家可再生能源发电项目信息管理平台的绿证申领功能。业内人士认为，此次启用的新系统将对促进绿电消纳发挥积极作用，未来如果能解决绿电绿证生产和消费在区域分布上的错配，以及电碳市场协同等问题，将进一步促进新能源发展。
（来源：《能源评论》作者：张玉琢 王成洁）
绿色电力交易是以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，交易电力同时提供国家规定的可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”），以满足发电企业、售电企业、电力用户等市场主体出售、购买、消费绿色电力需求。绿证是国家对发电企业每兆瓦时可再生能源电量颁发的电子凭证，具有唯一代码标识，是可再生能源电力生产、消费和环境属性认定的基础凭证。国家能源局电力业务资质管理中心负责绿证核发，国家可再生能源信息管理中心、电力交易机构开展交易、结算等全流通环节。
目前，我国绿证核发的范围包括全国风电（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。此外，对2023年1月1日及以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量核发绿证。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。可交易绿证核发范围将动态调整，且绿证有效期为2年。
绿证交易上半年量增价降
近年来，我国绿证交易量不断增长。2024年上半年，国家能源局核发绿证4.86亿个，同比增长13倍。其中风力发电1.97亿个、常规水电1.02亿个、太阳能发电1.33亿个、生物质发电5435万个，其他可再生能源发电1.65万个。核发补贴项目绿证1.29亿个，核发无补贴项目绿证3.57亿个。截至8月27日，国家电网绿证交易平台累计绿证交易量突破1亿个，占同期全国绿证交易总量的65%。
与此同时，绿证单张成交价逐步降低，今年以来多次跌破1元。在国家电网经营区，2022年交易绿证145万张，交易均价为28.10元/张；2023年交易绿证2364万张，交易均价为19.22元/张；2024年上半年的交易均价为9.6元/张。中国绿色电力证书交易平台显示，2024年“五一”期间，绿证单张成交价为0.82～6.04元，自5月6日起绿证成交价有所回升，但5月12日的成交均价再次跌破1元，仅为0.26元/张，较去年5月的月成交均价下跌99.4%。6月挂牌交易成交均价为7元/张，折合度电成本不到1分钱（1个绿证对应1000千瓦时可再生能源电量），若按2021年全国电力平均二氧化碳排放因子测算，1千瓦时绿电进入全国碳市场后，可抵消用户相应的碳排放量约0.6千克，对应碳市场收益约6分钱，显著高于对应度电绿证购买成本。
相比之下，今年1月以来全国碳市场碳价开始持续走高，4月24日收盘价首次突破100元/吨。在我国能耗双控向碳排放双控转变的过程中，绿证交易持续低位运行的原因主要有以下几方面。
一是绿证有效期压低了存量绿证价格。今年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）》（以下简称“《规则》”）明确了绿证的有效期为两年，时间自电量生产自然月（含）起计算。《规则》虽然未规定失效绿证的具体年份和种类，但市场预期大幅压低了存量绿证价格，挂牌交易低于1元/张的绿证都是在2022年及以前产生的。
二是国内绿证供大于求，一定程度上压低了绿证价格。从供给侧看，目前绿证的核发范围包括了几乎所有可再生能源发电项目。国家能源局数据显示，2022年全国核发绿证2060万个，同比增长135%；2023年全国核发超1亿个绿证；《规则》发布后，国家能源局组织首批绿证核发1191万张，截至5月全国累计核发绿证约5.12亿个，绿证供给量骤增。从需求侧看，绿证需求主要来源于政府的刚性要求和民间的自愿购买。各地政府依据国家发展改革委给各省下发的“可再生能源电力消纳责任权重”和“非水可再生能源电力消纳责任权重”的目标鼓励企业购买绿证，2023年全国（除西藏外）非水电量的可再生能源电力总需求为1.364万亿千瓦时，远小于核发的绿证供给量。除了硬性要求，市场层面包括出口型企业、跨国企业等也会自愿购买绿证，但整体消费动力仍然十分有限。
三是绿证国际通用性受限，导致交易流动性不足。一方面，由于我国绿证的发行、交易、使用和注销过程缺乏可追溯性，透明度和可验证性不足，并且国内项目只能申领国内绿证，与国际绿证的互认机制尚未落实，绿证国际认可度和可信度较低，尚不具备在国际绿证市场上流通的条件。另一方面，绿电市场与碳市场缺乏协同度，企业无法通过绿证抵消生产过程中的碳排放，叠加国内碳市场与国际碳市场尚未打通，绿证在国际市场的应用受限。
“供需错配+电碳不协同”亟待解决
目前我国绿证市场主要面临供需分布错配和与碳市场衔接不充分的问题。绿电绿证供需分布错配主要表现在以下三个方面。
一是能源需求集中地区的绿电可获得性面临挑战。我国绿电资源主要分布在西部和北部地区，而能源需求及绿电消费需求主要集中在东部发达地区。东部地区网架结构强、用电负荷高，本地的风光平价项目主要参与新能源保障性收购，分布式新能源尚未入市，使得东部地区参与绿电市场化交易的新能源资源有限，导致东西部绿电绿证交易的分布不匹配。
二是跨省绿电交易通道空间受阻。随着“三北”地区新能源提速开发，送出通道资源的稀缺性不断凸显。跨省区电力外送需“排队”等通道，其中以政府间框架协议等为主的中长期合约电量优先进入通道并已将通道占满，很多市场化交易的现货电量无法再进入通道外送。
三是绿电卖方存在惜售心理。西北地区新能源大省为完成可再生能源消纳责任权重任务，倾向于将绿电资源留在当地，在优先完成消纳责任权重的基础上有余量再考虑外送。受制于省间壁垒，东部绿电需求与“三北”地区绿电供应难以充分打通，已经执行的跨省区交易也多以电网代购电形式操作，省间交易中绿电交易占比很低。
绿电绿证与碳市场衔接不充分表现在以下两个方面。
一是绿证的低碳属性在碳市场尚未完全体现。在碳排放核算指南征求意见稿中，依据交易合同、结算凭证以及相对应绿证（水电、核电除外），认定拟纳入碳市场的水泥、铝冶炼等高耗能行业的绿色电力消费碳排放为0，但对绿证交易电量尚未认可，绿证纳入地方、行业企业、公共机构、重点产品碳排放核算的制度尚不完善。
二是碳排放核算中电网排放因子存在重复计算问题。我国碳市场同时纳入了二氧化碳直接排放和电力产生的间接排放。在测算二氧化碳间接排放时，电网排放因子将已通过绿证交易的可再生能源电力重复计算在内，目前尚无统一的方法来扣除绿证的电网排放因子。
针对上述问题，建议如下：
一是完善跨省跨区绿电交易机制。加速新能源的省际市场化交易，优化省际电力通道的分配方式，逐步将跨省跨区优先发电计划从量价固定的售购电协议，转化为由市场机制决定量价的政府授权合同，有利于释放市场交易空间，为绿色电力交易预留必要的通道容量。
二是有效打通涉电类环境权益资产的数据连接。逐步完善绿证从核发源端到使用终端过程中的实时监控、数据对接、信息公开，确保市场交易中的环境权益唯一性，避免对环境权益的重复开发和对环境权益资产的多次变现，推动国际社会对我国绿证的逐步认可。
三是推动研究核算不同应用场景中扣除绿证的修正电网排放因子。基于价格差异研究设计绿电绿证抵扣碳排放量的动态调整系数，定期对核算方法进行评估和改进，确保其科学性和准确性，适应不断变化的电力市场和环境政策，推动绿电绿证与碳市场逐步衔接。
四是积极推动绿证交易二级市场发展。充分发挥绿证金融衍生品属性，为绿色金融和资产证券化提供支持，为可再生能源项目提供额外的资金来源，吸引更多企业和投资者参与绿色市场。通过二级市场交易提高绿证交易市场的积极性，进一步推动可持续发展目标的实现。
（作者均供职于国家电网能源研究院经济与能源供需研究所）
