“双碳”背景下绿证制度的回顾与展望

北极星大气网讯:引言

2020年9月22日，习近平主席在联合国大会上提出“双碳”目标，即中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。“双碳”目标的提出，给我国能源结构转型提出了新的要求。自2017年绿色电力证书（以下简称“绿证”）制度作为补贴替代措施被提出以来，绿证交易市场一直未能达到应有的活跃度，而如今，光伏发电和风电已经全面进入平价时代。在“双碳”和去补贴背景下，绿证制度将如何在我国能源结构转型过程中发挥其作用，以及其未来的发展趋势如何，都是值得关注和思考的问题。本文将对绿证制度的起源和现状进行简单回顾，并立足于“双碳”目标对绿证未来发展的趋势进行展望，供行业内各位人士参考。

一、绿证制度概述

绿证，即绿色电力证书，是指国家依据可再生能源上网电量通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台向符合资格的可再生能源发电企业颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。每个绿证对应1兆瓦结算电量，且每个证书都有唯一编码，体现项目的基本情况。

国家发展改革委、财政部、国家能源局于2017年1月18日联合发布了《国家发展改革委、财政部、国家能源局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“《自愿认购交易制度的通知》”）及附件《绿色电力证书核发及自愿认购规则（试行）》，标志着我国绿色电力证书制度开始试行。

根据《自愿认购交易制度的通知》和《绿色电力证书核发及自愿认购规则（试行）》，我国绿证核发对象为列入国家可再生能源电价附加补助目录内的陆上风电和光伏发电项目（不含分布式光伏发电）1。自2017年1月18日国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发文试行绿证制度后，2019年1月10日国家发改委和能源局又联合发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）（以下简称“《2019风电、光伏发电工作通知》”）进一步扩大了可核发绿证项目的范围，不仅包括列入可再生能源发电项目补贴清单的项目，还包括平价上网和低价上网的陆上风电及集中式地面光伏项目。

简单来说，绿证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，是一种与电力本身分离的具备一定独立性的凭证，既可以作为独立的可再生能源发电的计量工具，又可以作为可再生能源配额制度的核查、清算工具（具体见下文）。

根据《自愿认购交易制度的通知》及《绿色电力证书核发及自愿认购规则（试行）》，我国绿证目前实行自愿认购制度，自2017年7月1日起正式开展认购工作，并根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易（强制约束交易至今尚未启动）。

绿证交易平台为绿色电力证书自愿认购平台（以下简称“绿证认购平台”）。认购价格因项目是否享有补贴而不同，列入可再生能源发电项目补贴清单的项目绿证的认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额，由买卖双方通过自行协商或者通过竞价两种方式进行确定。平价上网项目绿证的认购价格，根据绿证认购平台上的信息，目前成交价大多数为50元/张。

按照国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得绿证的陆上风电和光伏发电企业（不含分布式光伏项目）可申请在绿证认购平台上开户并出售绿证。各级政府机关、事业单位、社会机构和个人均可以在绿证认购平台上注册账户并认购绿证。前述风电、光伏企业出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。认购人购买绿证后不得再次出售。

由于《自愿认购交易制度的通知》和《绿色电力证书核发及自愿认购规则（试行）》是在试行基础上进行绿证交易制度的建设，制度建设尚不完善，导致绿证自愿认购市场需求持续低迷，目前成交的绿证绝大部分都是企业及个人出于履行社会责任或支持国家政策的目的而认购。

2020年财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确提出全面推行绿证交易制度，自2021年1月1日起，实行配额制下的绿证交易，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。随着可再生能源配额制在我国的落地和实施，绿证成为特定市场主体履行消纳责任的替代性方式之一，为完成消纳责任，更多企业将加入认购绿证的队伍。

二、绿证制度与补贴制度的衔接

我国新能源产业发展初期，多依赖政府的财政补贴支持，大额资金拨付给政府造成了极大的财政压力，自2012年以来，受各种因素影响，补贴资金每年都存在缺口，且逐年扩大。根据财政部的统计，截至2017年底，可再生能源补贴缺口已达到1000亿元。为了进一步完善风电、光伏发电的补贴机制，2017年1月18日，国家发展改革委、财政部、国家能源局发布《自愿认购交易制度的通知》在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购。

2020年初，财政部发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确全面推行绿证交易制度，企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。此外，还明确，参与绿色电力证书交易等项目可优先拨付补贴资金。

2020年9月29日，财政部又进一步发布《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号），确立了项目合理利用小时数规则并对已列入补贴清单项目的补贴年限予以明确，并规定按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号）规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。

从上述规定可以看出，《自愿认购交易制度的通知》确立绿证制度时，通过绿证交易替代财政补贴并非强制要求，而是由企业自主决定是否通过出售绿证取得收益来弥补放弃的补贴。虽然2020年的政策亦未将绿证交易作为强制性要求，但其明确除在补贴年限内且未超过合理利用小时数部分的电量可以获得补贴外其余电量都不再享有补贴而是核发绿证后参与绿证交易，增加了新能源发电企业参与绿证交易的动力。

三、绿证制度与可再生能源配额制的衔接

结合一般国际实践，可再生能源配额制是一个国家或地区通过立法的形式对可再生能源发电在其电力供给总量中所占的具体份额进行强制性的规定，它是一种强制要求能源生产企业或者电力供应商在生产和供应化石能源的过程中使其可再生能源生产和供应达到能源总量一定份额的制度。

我国国内政策也多次提到“配额制”的表述，但一直未有明确的定义。2019年5月10日，国家发改委、能源局发布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号，以下简称“《电力消纳保障机制的通知》”），明确对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重。所谓可再生能源电力消纳责任权重，是指按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重。虽然该文件用语上未采用“配额制”的表述，但其内容实质上是配额制的一种。

承担消纳责任的主体包括两类市场主体：第一类市场主体为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司（简称“配售电公司”，包括增量配电项目公司）；第二类市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类市场主体承担与其年售电量相对应的消纳量，第二类市场主体承担与其年用电量相对应的消纳量。

《电力消纳保障机制的通知》所确立的配额制强调消费端消纳责任，因此，可以在支持新能源发展的同时减少此前“重建设，轻消纳”模式导致的并网成本上升及限电问题，从而促进产业健康可持续发展。

绿证交易与可再生能源配额制间的关系经历了不同的发展阶段。在绿证制度诞生之初，绿证交易并未与可再生能源的配额制直接联系起来。《自愿认购交易制度的通知》规定将根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易，为绿证后续发展过程中与配额制结合预留了空间，但实际上2018年并未能如期开展配额制下的强制性绿证交易，直至2019年《电力消纳保障机制通知》明确将绿证交易作为配额制下企业完成消纳责任的替代方式之一。随后，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》指出将自2021年1月1日起，实行配额制下的绿证交易，绿证交易正式与配额制结合。

虽然绿证交易和配额制的结合在我国看上去是一个新的政策趋势，但在美欧国家“配额制+强制绿证交易”已经有较长的发展历史和丰富的实践经验。这种组合在国际上被证实可以更加有效地把推动能源转型的责任通过配额与具体主体相挂钩，且企业可以通过绿证交易、绿电交易等市场化方式履行义务，充分发挥了市场作用，减少政府负担的同时起到优化资源配置的作用。

我国配额制下，市场责任主体履行消纳责任有两种方式，实际消纳可再生能源电量是最主要的消纳责任履行方式，通过向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量、以及自愿认购绿证是两种替代性方式，其中，购买绿证则以绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。配额制的实施，虽然为绿证交易提供了额外市场动力，但由于购买绿证仅仅是落实消纳责任补充和替代方式，并且在两种方式之中不具有优先性，其拉动作用非常有限。

四、绿证交易现状及存在问题

绿证交易在推行之后持续遇冷，虽然核发并挂牌交易的绿证数量很多，但买方购买的频次及数量都较低，有观点认为绿证交易正处于“有量无市的静默阶段”。通过对近年来绿证交易数据的梳理，我们发现目前绿证交易主要存在以下几个特点：

根据绿证认购平台的统计数据，以光伏行业为例，截至2021年10月11日，全国各省光伏绿证的核发量最高的黑龙江省达到1263146张，最少的陕西省也有4087张。光伏绿证的累计挂牌量仍旧以黑龙江省最多，达到299658张，浙江、广西等省均达4000张以上。虽然核发量和挂牌量很大，但交易量却不尽如人意，截至2021年10月11日，交易量最高的广西省只有3668张，全国累计绿证交易量也仅有86867张。核发量和挂牌量均排第一位的黑龙江省交易量仅有256张，交易率只有0.085%，绿证交易率之低由此可见一斑。

绿证价格的差异主要表现在两个方面：一是，补贴项目绿证价格明显高于无补贴项目绿证价格。根据绿证认购平台的统计数据，2021年9月12日至2021年10月11日，补贴项目的风电绿证均价为167.8元，最高价为269.5元，补贴项目的光伏绿证均价为585.7元，最高为585.7元，但目前平价绿证的价格大多数是50元/张2，也有个别项目80元/张。二是，风电绿证和光伏绿证价格差异较大，结合下图及前文所列数据可以直观看到，在有补贴的情形下风电绿证较光伏绿证更低，因此，在交易时也更具价格优势。

如前所述，我国绿证的核发量和挂牌量较为可观但交易量比较低。究其原因，主要是激励机制和强制机制不足，具体如下：

（1）激励机制不足

在我国目前的绿证交易制度下，政府机构、企业以及个人购买绿证的主要动力是履行社会责任和树立企业形象等，对于认购人来说，购买绿证并不能带来额外的收益或享受其他优待政策。虽然《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提及未来或将把燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，但目前相关规则尚未成形。而且根据《自愿认购交易制度的通知》，认购人购买绿证后不能再次出售，极大地限制了绿证的流动性，也因此抑制了企业及个人购买绿证的积极性。

即使部分企业为满足采购方要求的绿电比例会购买一部分绿证，但是目前这样的要求并未在全行业和全产业链进行普及，对促进企业购买绿证的作用非常有限。

（2）强制机制不足

虽然我国自2020年1月起正式开始实行消纳责任权重考核，但事实上我国绿证目前还是以自愿认购为原则。主要是因为：虽然消纳责任具有一定强制性，但履行消纳责任的方式有三种，即一种主要方式，两种替代性方式，而绿证交易只是替代性履行方式中的一种。根据国家能源局在关于配额制答记者问的表述，两种替代性履行方式为并行关系，没有先后顺序，市场主体可根据两种方式的经济性进行自主选择。也就是说，企业完成消纳责任的方式可以在购买绿电、向超额消纳企业购买超额消纳量和认购绿证三种中进行自由选择，认购绿证并不是必需的。另外，目前配额制下的绿证交易仅有发改委的通知作为依据，且未规定罚金，仅规定了限期整改和列入不良信用记录，予以联合惩戒等较为笼统的后果，绿证交易的强制性就更大打折扣。

综上，由于企业及个人缺乏认购绿证的动力，绿证购买需求很难维持在较高水平，使得目前绿证交易的现状与原定的政策目标存在较大的偏差。

自《自愿认购交易制度的通知》试行绿证交易以来，我国绿证交易就一直维持着证电分离的模式。认购绿证只是拥有了绿证对应电量的声明权，即宣称自身使用了绿电，并不意味着企业实际消纳了对应的绿电。绿证交易也与以电量为交易标的的绿电交易双轨运行，各自拥有不同的交易市场和定价机制。虽然证电分离的的制度设计客观上有利于绿证本身的灵活性，不需要与绿电交易进行捆绑，但证电分离的模式也造成绿证交易和绿电交易的脱节。

这种脱节主要会带来三个方面的问题，一是，1张绿证和1千瓦绿电所对应的环境属性是等量的，但是绿电和绿证在不同市场交易会导致同样的环境属性定价存在差异，造成等量不等价的现象，而且同样的环境属性可以在不同市场进行两次交易，导致重复计算。二是，对于实际购买并消纳绿电的企业而言，并不能获取相应的证明，不利于对企业绿电消纳情况的记录和核查。三是，对于部分承担消纳责任的主体而言，直接购买绿电在履行消纳责任的同时还能满足自身用电需求，更为实用，因此购买绿证的动力明显不足。

按照绿证的定价机制来看，可将绿证分为带补贴绿证和平价绿证两种。其中，平价绿证的价格目前大部分为50元/张，带补贴绿证的价格为：1张补贴项目绿证价格上限=度电补贴金额*1MWh，具体认购价格由买卖双方自行协商或者通过竞价确定。

就带补贴绿证的定价机制而言，因光伏发电项目和风电项目的定价机制一样，自《自愿认购交易制度的通知》发布以来就一直存在较大的争议。比如某省风电的标杆电价是0.6元/kWh，光伏发电标杆电价为0.88元/kWh ，当地脱硫标杆电价为0.35元/kWh ，那么风电项目的绿证最高价为0.6-0.35=0.25元/kWh ，光伏发电项目的绿证最高价为0.88-0.35=0.53元/kWh 。不难看出，在光伏发电和风电标杆电价存在差异的前提下，采用统一的绿证定价方式会导致风电绿证相比光伏发电绿证更具有价格优势，从而在一定程度上影响了光伏发电项目绿证的成交量。

此外，平价绿证仅需50元/张，显著低于带补贴绿证价格。在绿证交易过程中，买方出于经济性的考虑更可能优先选择购买平价绿证，使得价格明显较高的带补贴绿证“有价无市”，通过绿证交易替代财政补贴的政策效果大打折扣。

五、未来绿证制度发展趋势

（一）绿证的补贴替代作用将越来越弱化

绿证制度最初是作为补贴替代措施而被创设，随着2021年光伏发电和风电项目全面进入无补贴时代，对于新建项目而言，这种补贴替代的作用已经失去。对于存量补贴项目而言，因绿证制度存在的定价机制不合理、证电分离等原因导致绿证交易率非常低，这种补贴替代作用也难以实际发挥。应该看到，对于国家承诺的补贴项目，无法完全交由市场解决，在未来证电合一的发展趋势下，绿证的补贴替代作用将越来越弱化。

（二） 配额制与绿证交易结合更加紧密

纵览绿证相关政策的发展历程，绿证制度的主要目标和政策定位都已逐渐发生变化，未来的绿证制度与可再生能源配额制的结合将更加紧密。配额制下的绿证交易不仅可以满足消纳责任主体履行义务的需求，也可以通过出售绿证获益实现对新能源发电企业的成本补充并进一步激励新能源发展。此外，由于绿证交易存在一定的市场竞争，可以利用绿证市场的价格发现功能进一步刺激新能源发电企业提升技术，降低成本，在获取更大利润空间的同时在宏观上推动能源低碳转型。

虽然目前国家尚未出台具体政策确立配额制下绿证交易的具体发展模式，但国家能源局在答记者问时明确提出后续绿证核发范围、价格体系等绿证政策将根据消纳保障机制实施情况适时调整完善，进一步确保配额制度和绿证制度的有序衔接。因此，完善配额制下的绿证交易是绿证制度未来发展的主要方向，并且，可能会根据新能源产业的发展情况，适时建立健全配额制下的强制性绿证交易制度。

（三） 证电合一

综合2021年绿电交易的发展趋势和内容来看，未来政策走向更倾向于证电合一的模式。证电合一不仅是绿电使用声明权和实际消纳电量的合一，更是绿证制度和绿电交易的逐步融合，目前这一融合趋向已逐步照入现实。部分省份率先开始证电合一模式的尝试，2021年4月，浙江发布《浙江省绿色电力市场化交易试点实施方案》，方案提出，绿电交易结算完成后，浙江电力交易中心根据绿电交易实际结算数据向电力用户出具“浙江绿色电力交易凭证”。凭证将严格依照结算结果记录结算电量，确保绿色电力的绿色属性所有权清晰且唯一，同时也提出，推动交易凭证纳入绿色电力证书管理体系。浙江试点的交易凭证实质上与绿证具有一定的相似性，并且也引起了国家层面的关注。

2021年9月国家发展改革委、国家能源局正式批复《绿色电力交易试点工作方案》（以下简称“试点方案”），推动绿电交易的发展。试点方案提出，要做好绿色电力交易与绿证机制的衔接，国家可再生能源交易中心要根据绿色电力交易试点需要，向北京电力交易中心、广州电力交易中心批量核发绿证。电力交易中心依据国家有关政策组织开展市场主体间的绿证交易和划转。试点方案中设计的这一模式，可以更好地将绿证和绿电所代表的环境属性统一起来，更有利于能源转型和双碳目标的实现。此外，试点方案还指出，向电网企业购买且享有补贴的绿色电力，由电网企业代收代售，产生的附加收益用于对冲政府补贴。于补贴项目而言，证电合一之后其依旧可以获取替代性收益，因此，从这一规定来看，证电合一并不会减损绿证交易的现有功能，具有合理性。

虽然目前证电合一的新模式仍在试点过程中，尚未全面铺开，但从目前的政策走向来看，未来绿证制度和绿电交易相融合已成为绿证制度发展的总体趋势。

（四） 绿证交易与碳交易建立联系

碳交易是为了减少全球温室气体排放所采取的市场机制，通过碳排放权指标或碳减排量的交易，达到降低减排成本、实现减排目标的目的。在碳交易市场中，企业可以采取减排行动或通过在市场中购买配额的方式完成减排目标，也可以将富余的排放配额在市场中出售获利。

虽然碳交易解决的是温室气体排放问题，绿证解决的是能源结构调整问题，但绿证和国家核证自愿减排量（CCER），都带有一定的环境属性，其参与交易的主体也具有相似性，均涉及可再生能源发电企业，同时电力的终端用户也与碳排放用户有所重合，绿证交易与碳交易具有天然的衔接。而且，每1兆瓦时新能源电力减少的二氧化碳排放基本是一个确定的量，在未来绿证与碳排放权交易机制的结合过程中，只要在绿证上标注其所对应的减排量，明确绿证上记载的减排权益的归属，就可以将绿证与CCER联结起来作为企业抵扣碳排放的途径之一，有助于增强政策协同作用，促进能源转型的高质量发展。

（五）绿证的核发范围扩大

目前，我国绿证的核发范围仅包括列入可再生能源发电项目补贴清单以及平价上网和低价上网的陆上风电、光伏发电企业（不含分布式），分布式可再生能源项目、海上风电、光热发电、生物质发电、水电项目均未纳入核发绿证范围。

未来随着产业发展及技术进步，分布式光伏发电、海上风电、光热发电、生物质发电等项目将会被纳入核发对象，以体现公平性。

（六）绿证交易二级市场开放

根据目前的政策，绿证只能交易一次，认购人购买绿证后不得再次出售，极大地限制了绿证的流通性，也导致政府机关、企事业单位、社会机构和个人对绿证交易的热情不高。

当时绿证政策出台的目的是为了解决可再生能源企业补贴资金不能及时到位的问题，但目前绿证交易的政策定位已经发生变化，开放二级市场释放绿证交易潜力将是绿证交易未来的趋势，但由于二级市场的定价机制、交易方式等会与目前的绿证认购机制存在差异，未来有待出台绿证二级市场的具体交易规则和交易平台来保障绿证在二级市场的交易和流通。

六、结语

综合来看，虽然绿证制度是我国推动可再生能源发展的重要激励政策，但当前绿证制度存在的实际价值并未得到充分的体现。因此，在“碳达峰、碳中和”背景下，我国的绿证制度正处于优化升级的“十字路口”，亟需对现有绿证制度存在的问题进行深刻反思，并加以完善。从绿证交易的发展趋势来看，绿证交易与配额制的结合更加紧密，未来与碳交易将形成天然的衔接，绿证制度有望在双碳背景下发挥其应有功效，促进新能源产业和社会能源转型的发展。

文中备注：

[1]2020年1月20日，财政部、 国家发展改革委、国家能源局联合发布《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）明确国家不再发布可再生能源电价附加目录，此前，三部委已发文公布的1-7批目录内项目直接列入电网企业可再生能源发电项目补贴清单。因此，绿证核发对象为列入可再生能源发电项目补贴清单的陆上风电及光伏发电项目（不含分布式光伏项目）。

[2]《2019风电、光伏发电工作通知》将平价上网的陆地风电和光伏项目纳入绿证核发范围。

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[10]10.微信公众号文章“绿电交易多了，绿证还有市场吗”，载“南方 能源观察”，2021年8月26日，https://mp.weixin.qq.com/s/zseB_w5cABKxRFmkvjfKag；

[11]11.微信公众号文章“CCER重启在即，绿证和CCER如何取舍?”，载“北极星电力网”，2021年8月23日，https://mp.weixin.qq.com/s/90HNMB5Cqbs_nwyTPjtsdg；

[12]微信公众号文章“绿证交易的市场价格、发展路径及出售资格分析”，载“北极星电力网”，2020年12月5日，https://mp.weixin.qq.com/s/eyYzcyF6EhSf2kvQEfU6rQ；

[13]微信公众号文章“从补贴到绿证——新能源相关政策变化及境外行业实践在中国市场的落地”，载“君合法律评论”，2020年8月11日，https://mp.weixin.qq.com/s/m9JglrfyIJ4YYV5Nne3TiQ。