数字储能网讯：2023年8月3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》（发改能源〔2023〕1044号，以下简称“1044号文”），我国绿色电力证书制度实现可再生能源全覆盖，标志着绿电绿证进入了一个新的发展时期。本文简要回顾我国绿证制度的发展历程，探讨了绿证新时代需要重点关注的几个机制建设问题。

  一、我国绿证发展迈向新时代

  2017年，绿证政策首次出台，核发范围仅针对带补贴的集中式陆上风电和光伏，主要目的是为了缓解新能源补贴压力，我国绿证进入“1.0时代”。在此阶段，由于绿证与补贴挂钩，价格相对较高，企业自愿购买绿证意识较弱，绿证交易量很小。2021年，大规模新能源平价上网，绿证核发范围延伸至平价项目，全国绿电交易试点启动，标志着我国绿证进入“2.0时代”。在此阶段，随着平价绿证的大量涌入，绿证价格大幅下降，度电均价从最高0.7元下降至0.03元，企业绿电绿证消费意识逐步提高，绿电绿证交易量逐步增加。但仍存在绿证核发交易尚未实现可再生能源项目全覆盖、绿证应用领域较小、绿电消费公信力不足等问题。

  1044号文针对“2.0时代”存在的问题，以强化绿证的权威性、唯一性和通用性为基本出发点，从规范绿证核发、完善绿证交易、做好绿证应用、鼓励绿电消费等方面提出了具体要求，标志着我国绿证进入“3.0时代”。

  一是强化了绿证权威性。将绿证核发权限提至国家能源局，明确提出绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，进一步明确绿证支撑绿色电力交易、认定绿色电力消费、核算可再生能源电力消费量的基础性作用。

  二是扩大了绿证核发范围。将绿证核发范围从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展到所有已建档立卡的可再生能源发电项目，实现可再生能源项目全覆盖。同时，区分可交易绿证和不可交易绿证，存量常规水电项目只核发不可交易绿证，随电量无偿划转。此举将大幅扩大绿电绿证供应规模。以南方五省区为例，2022年陆上风电和集中式光伏发电量约900亿千瓦时，全部可再生能源发电量约6500亿千瓦时，绿证供应量增长超过600%。

  三是完善了绿证交易机制和平台。提出绿证交易可采用双边协商、挂牌、集中竞价等三种方式，特别是要尽快推动享受补贴项目的绿证采用集中竞价方式交易。规范绿证收益归属，平价和补贴项目的绿证收益按《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》（发改体改〔2023〕75号）执行。明确绿证交易依托中国绿色电力证书交易平台和北京、广州电力交易中心开展，与《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）保持一致。

  四是拓展了绿证应用。提出绿证可用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证，不纳入能源消耗总量和强度控制，与《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》（发改运行〔2022〕1258号，以下简称“1258号文”）、《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2023〕569号，以下简称“569号文”）等政策保持连贯。提出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，进一步规范现有各类基于交易合同、电网清洁能源供电比例的绿色用电消费证明产品。同时，1044号文特别提出在不影响国家自主贡献目标实现的前提下推动国际互认，积极推动与国际绿色消费、碳减排体系衔接。

  五是鼓励绿色电力消费。以正向激励为主、负向约束为辅，在全社会营造可再生能源电力消费氛围。正向激励方面，主要关注三类主体：跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业；中央企业、地方国有企业、机关和事业单位；重点企业、园区、城市，这与《关于有序推动绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）一致。负向约束方面，强化高耗能企业绿电消费责任，做好与1258号文和569号文的政策衔接。

  二、需要重点关注的几个机制建设问题

  （一）如何以市场价格更好体现可再生能源环境价值

  在绿证发展的早期阶段，绿证价格与固定补贴挂钩，难以及时反映绿色电力环境价值的供需形势变化。1044号文在现有绿电绿证市场的基础上，对交易机制提出了进一步完善的要求，目标是以能涨能跌的市场化价格动态体现社会对可再生能源环境价值的衡量，充分发挥市场对社会投资、资源分配等的引导作用，促进可再生能源发展和能源绿色低碳转型。

  下一步需尽快结合1044号文和全国统一电力市场体系建设要求，修编完善绿电绿证交易市场规则，逐步扩大绿电绿证交易的发电主体参与范围，丰富交易形式，推动带补贴绿证采用集中竞价方式交易，允许市场主体通过双边、挂牌、竞价等多种交易形式自由选择带补贴和不带补贴绿证，完善绿电绿证交易与现货交易衔接机制，适应存量常规水电参与市场的绿证核发要求，充分在市场中体现可再生能源的环境价值。

  （二）如何扩大绿电绿证交易规模

  在绿证“2.0时代”，绿电绿证供给数量严重受限，消费潜力也未能充分挖掘，总体交易规模仅占全社会用电量不到1%。1044号文从供给侧要求实现绿证核发全覆盖，促进市场中绿证绿电供应规模大幅增长；从需求侧提出推动完善绿证应用场景，建立绿色电力消费激励约束机制，推动扩大绿电绿证交易规模。

  下一步在供给侧可由国家统筹建立完备准确的可再生能源发电项目库，开展数据统计核查等业务，准确掌握所有可再生能源发电项目装机、电量和补贴情况等信息。目前，仅南方区域的可再生能源发电项目就超10万个（90%以上是分布式电源），预计全国可再生能源项目近百万个，且仍在快速增长，这对数据统计核查提出较高要求。在需求侧进一步丰富绿证消费应用场景，推动出台绿电消费优惠或强制措施，通过设立不同行业用户绿电消费约束性要求，强化可再生能源电力消纳责任考核机制，将考核指标落实至零售用户，推动绿电消费情况与绿色金融、产业发展指标挂钩，提高企业绿电消费积极性。强化以绿证作为企业电力消费零碳属性的证明，实现绿电环境属性和碳减排价值的统一，实现电—碳市场有效衔接。进一步鼓励国有企业、地方机关事业单位带头提高绿电消费水平，打造绿电零碳消费示范区，推动国际重大活动消费绿电绿证，推动全社会加快形成绿色低碳生活方式。

  （三）如何提升绿证的国际认证度

  在绿证“2.0时代”，国际上对我国绿证的认可度较低，加之国内绿证价格偏高，导致很多外贸型企业更青睐国际绿证。针对此问题，1044号指出要积极推动与国际体系标准衔接，提高我国绿证在国际上的认可度。

  下一步要尽快建立完善绿电绿证技术标准体系，提高国际相关标准参与度，加强与国际组织的合作交流，推动提升绿证在市场主体密切关注的绿电消费倡议（RE100）、ISO14000环境管理体系、产品环境足迹（PEF）、碳边境税（CBAM）等领域的认可度。特别是从2023年10月起欧盟CBAM将开始过渡执行，很多外贸企业均提出通过使用绿电降低出口产品CBAM的诉求，要尽快探索推动欧盟明确CBAM中绿电的抵扣方式。探索研究绿电绿证交易供港供澳，助力港澳地区绿色低碳转型，提升国际影响力。

  （四）如何避免可再生能源环境价值的重复计算

  在绿证“2.0时代”，我国能源领域中绿证、绿电和碳交易（包括碳排放配额和CCER）等多种市场机制并行，这些市场机制在规则上相互独立，造成不同环节可再生能源环境价值重复计算的问题，如电网碳排放因子计算没有扣除企业自身绿电消费量、分布式绿电的环境属性在绿证市场与CCER上双重体现、终端绿证消费环节存在多次消费申明等。1044号文强化了绿证的唯一性，以顶层设计为后续不同市场规则的衔接打下基础，推动形成明确的可再生能源环境价值转移路径、流动追踪机制，妥善安排各环节价值归属。

  需要注意的是，1044号文由国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发，主管碳市场建设的生态环境部并未参与。当前CCER重启在即，下一步需重点关注可再生能源发电企业就同一备案CCER项目同时通过绿证和碳市场获利的可能性。