2023年8月3日，國家發(fā)改委、財政部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進(jìn)可再生能源電力消費的通知》（發(fā)改能源〔2023〕1044號），新版綠證政策相較于自愿綠證來說有重大突破和完善，為我國全面推行綠色消費奠定了基調(diào)。新政能否帶來綠證交易的蓬勃發(fā)展，取決于綠證市場的供需情況，而價格是供需的直接反映，價格機(jī)制也是決定資源配置的核心機(jī)制，因此作為生產(chǎn)綠證的發(fā)電企業(yè)更應(yīng)該全面系統(tǒng)地認(rèn)識綠證交易。

新版綠證政策核心內(nèi)容和亮點

綠證核發(fā)目的發(fā)生改變。明確綠證是我國可再生能源電量環(huán)境屬性的唯一證明，是認(rèn)定可再生能源電力生產(chǎn)、消費的唯一憑證?！蛾P(guān)于2023年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重及有關(guān)事項的通知》（發(fā)改辦能源〔2023〕569號）明確各省2023年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重，市場主體完成情況以綠證為主要核算方式，綠證的功能定位進(jìn)一步凸顯，已不再是最初為了緩解國家可再生能源補貼資金緊張而設(shè)立，如今綠證是真正為了體現(xiàn)可再生能源的環(huán)境屬性，通過綠證的環(huán)境價值促進(jìn)新能源大規(guī)模消納，助力我國“雙碳”目標(biāo)實現(xiàn)。

綠證體系進(jìn)一步完善。綠證核發(fā)范圍全覆蓋，對分布式風(fēng)電、光伏項目是重大利好，增加了綠證收益渠道，將水電、生物質(zhì)等納入核發(fā)范圍，明確其環(huán)境價值，但綠證價格水平是否存在差異仍待政策落實后知曉；綠證組織機(jī)構(gòu)進(jìn)行調(diào)整，其核發(fā)機(jī)構(gòu)由原來的國家可再生能源中心變?yōu)閲夷茉淳?，統(tǒng)籌管理綠證核發(fā)、交易和監(jiān)督等相關(guān)工作，有利于綠證與其他可再生能源相關(guān)工作的銜接；綠證交易機(jī)制進(jìn)行完善，交易平臺進(jìn)行擴(kuò)展，除綠證交易平臺和區(qū)域電力交易中心外，將不斷拓展其他交易平臺。建立基于綠證的綠色電力消費認(rèn)證體系，進(jìn)一步明確綠證的功能定位，為綠證交易提供動力。

加強與其他市場銜接。與綠電市場，參加綠色電力交易的電量綠證隨綠色電力一同交易，并分別明確綠證和物理電量的交易價格?！白C電合一”和“證電分離”兩種方式將在我國綠色電力交易中長期并存，綠電交易是綠證的應(yīng)用場景之一，雖然交易機(jī)制和價格機(jī)制完全不同，但最終載體都是通過綠證的形式體現(xiàn)，將兩個獨立市場有效銜接。與碳交易市場，推進(jìn)綠證與全國碳排放權(quán)交易機(jī)制、溫室氣體自愿減排交易機(jī)制的銜接協(xié)調(diào)。綠證和碳市場都體現(xiàn)了環(huán)境屬性，可再生能源發(fā)電項目既可以通過綠證市場獲取環(huán)境收益，也可以通過碳交易市場體現(xiàn)環(huán)境價值，至于選擇參與哪種市場，還需根據(jù)兩個市場的供需和價格情況決定。對于國際綠證市場，我國可再生能源電量原則上只能申領(lǐng)核發(fā)國內(nèi)綠證，但沒有百分之百禁止申請國際綠證，此政策對國際綠證市場可能存在一定的沖擊，最終國內(nèi)可再生能源企業(yè)如何選擇，國內(nèi)和國際綠證市場價格仍然是重要的方向標(biāo)。

綠證交易價格機(jī)制框架建立。綠證交易采取雙邊協(xié)商、掛牌、集中競價等方式進(jìn)行，其中有補貼的可再生能源項目根據(jù)發(fā)改體改〔2023〕75 號文規(guī)定，將由承擔(dān)可再生能源發(fā)展結(jié)算服務(wù)的機(jī)構(gòu)統(tǒng)一參加綠證交易，其收益等額沖抵國家補貼或歸國家所有。平價（低價）項目、自愿放棄補貼和補貼到期項目，綠證交易方式不限，綠證收益歸發(fā)電企業(yè)或項目業(yè)主所有。市場初期，由于市場主體數(shù)量較少，主要采用雙邊協(xié)商和掛牌方式進(jìn)行交易，隨著綠證核發(fā)范圍擴(kuò)大和引導(dǎo)綠色消費不斷推進(jìn)，供需主體數(shù)量會不斷增加，適時也會開展集中競價交易。

國內(nèi)綠證、國際綠證、

綠電和碳市場價格對比

國內(nèi)綠證。國內(nèi)綠證按照1兆瓦時可再生能源電量對應(yīng)1個綠證，根據(jù)中國綠色電力證書認(rèn)購交易平臺數(shù)據(jù)顯示，2023年1~7月，無補貼的風(fēng)電光伏項目綠證平均交易價格42元/張，交易價格集中在30~50元之間，有補貼的風(fēng)電光伏項目綠證價格遠(yuǎn)高于無補貼項目。隨著綠證核發(fā)范圍的擴(kuò)大，綠證供給會顯著增加，綠證價格能否保持還要看國內(nèi)綠證需求激發(fā)程度以及我國綠證在國際的認(rèn)可度。

國際綠證。目前國內(nèi)企業(yè)可以申請的國際綠證有兩種，分別是APX TIGRs (Tradable Instrument for Global Renewables)綠證和國際可再生能源綠證（I-REC）。APX TIGRs僅針對無補貼項目進(jìn)行核發(fā)，價格一般為25~30元/兆瓦時；I-REC從2023年1月1日起也僅針對中國無補貼可再生能源項目核發(fā)綠證，平均交易價格為水電2~3元/張、風(fēng)電光伏5~6元/張。國內(nèi)可再生能源項目是國際綠證的重要提供者，隨著新政出臺，國內(nèi)項目原則上只能申請國內(nèi)綠證，這對國際綠證市場會有一定影響，國際綠證供應(yīng)者會減少，國際綠證價格可能會有所提高。

綠電交易。綠電交易本質(zhì)是以綠色電力為標(biāo)的物的電力中長期交易，其價格包含電能量價格和環(huán)境溢價。2022年，我國綠電交易電量227.8億千瓦時，電價普遍高于當(dāng)?shù)刂虚L期市場均價，環(huán)境溢價水平為20~105元/兆瓦時。由于市場主體存在“參與綠電交易才代表真正消費綠電”的誤區(qū)，我國綠電交易自啟動以來保持了較快發(fā)展水平，隨著平價新能源項目的迅速增多，以及綠證的權(quán)威性、通用性進(jìn)一步明確，綠電交易的環(huán)境溢價預(yù)計難以保持高水平，將與綠證價格趨于統(tǒng)一。

碳市場交易。全國碳排放市場自2021年建立以來，目前僅僅覆蓋電力行業(yè)，ccer市場交易自從2017年暫停至今，有望年底重啟。按照2022年度全國電網(wǎng)平均碳排放因子0.5703噸二氧化碳/兆瓦時，以8月4日全國碳市場排放配額平均價66元/噸計算，可再生能源碳減排收益為37.6元/兆瓦時。根據(jù)國際碳市場情況分析和國內(nèi)“雙碳”目標(biāo)的推進(jìn)，預(yù)計碳市場價格會進(jìn)一步提高，可再生能源碳市場收益也會進(jìn)一步增加。

從國內(nèi)綠證、國際綠證、綠電交易和碳市場交易價格變化趨勢來看，國內(nèi)綠證和綠電交易價格將趨于統(tǒng)一，其價格將逐步由充分的市場供需決定；受政策影響國內(nèi)可再生能源項目申領(lǐng)國際綠證會大幅受限，其價格將不再是影響可再生能源項目交易決策的主要因素；碳市場交易價格將與綠證綠電市場聯(lián)系得更加緊密，預(yù)計隨著配額收緊價格將進(jìn)一步提高。

綠證交易存在的問題

一是相關(guān)配套政策暫不完善。國外綠證交易通常是作為可再生能源配額制的配套政策推出，如英國、澳大利亞和美國的部分州，售電公司必須保證獲得一定比例的綠證，不足部分則需要繳納罰款，這種綠證交易具有強制性。而我國目前還是實行按照省級行政區(qū)設(shè)定可再生能源電力消納指標(biāo)，一方面消納責(zé)任沒有落實到市場主體，市場用戶沒有意識也沒有動力去消費綠色電力，導(dǎo)致綠證市場交易一直不活躍，處于有價無市的狀態(tài)；另一方面從近幾年全國各省消納責(zé)任完成情況來看，大部分區(qū)域都能完成可再生能源消納指標(biāo)，強制配額機(jī)制的缺失導(dǎo)致宏觀上綠證需求彈性較低。

二是部分政策執(zhí)行細(xì)節(jié)尚未明確。此次政策是綠證交易的綱領(lǐng)性文件，但具體綠證交易規(guī)則和實施細(xì)則仍待制定，包括建立全國統(tǒng)一綠證市場、不同類型可再生能源項目綠證價格是否存在差異、綠證交易價格上下限設(shè)定、與其他相關(guān)市場銜接具體規(guī)定等，諸多細(xì)節(jié)需要后續(xù)進(jìn)一步落實和完善，這些將是決定新政效果發(fā)揮如何的關(guān)鍵，同時應(yīng)大力提升綠證宣傳力度和全社會對綠色電力消費的意識，能源和經(jīng)濟(jì)綠色轉(zhuǎn)型是全社會共同承擔(dān)的責(zé)任。

三是綠證交易形式仍需豐富。價格需要通過充分競爭的市場來發(fā)現(xiàn)，市場的活躍需要交易的活躍，而目前綠證交易僅可通過綠證交易平臺或隨綠電交易同步完成，在綠證交易發(fā)展初期，由于綠證僅可交易一次，限制了綠證交易形式的多樣性，可再生能源核發(fā)的綠證一旦交易就代表該綠證已經(jīng)消費，隨后就會進(jìn)行認(rèn)證，交易流通性的缺失嚴(yán)重影響交易活躍度，綠證無法通過二級市場進(jìn)行買賣，購買者如果多購買了綠證無法再次轉(zhuǎn)手，影響綠證購買者的積極性。

四是綠證交易還需伴隨可再生能源全部進(jìn)入市場。綠證交易是為了體現(xiàn)可再生能源的環(huán)境屬性，要基于還原可再生能源的真正價值，需要推動可再生能源全部通過市場這個公平的舞臺來體現(xiàn)。我國初期采用保量保價的消納方式保障新能源的收益，隨著新能源規(guī)?？缭绞皆鲩L，所帶來的電力系統(tǒng)消納成本顯著上升，真正還原可再生能源價值，一方面要體現(xiàn)其綠色屬性，另一方面也要承擔(dān)靈活調(diào)節(jié)成本，最終上網(wǎng)側(cè)電價的構(gòu)成應(yīng)該包括電能量價格、系統(tǒng)運行費和環(huán)境價格。

發(fā)電企業(yè)如何應(yīng)對綠證交易

加強宏觀政策研究，積極應(yīng)對綠證交易。一是主動參與綠證交易規(guī)則和相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)及規(guī)范制定，深入研究綠證各個環(huán)節(jié)涉及的關(guān)鍵技術(shù)和內(nèi)容，全面理解綠證交易的細(xì)則條款，結(jié)合發(fā)電企業(yè)實際運營情況，營造公平公正的政策環(huán)境。二是及時跟蹤綠證新政的后續(xù)實施細(xì)則，積極組織可再生能源企業(yè)做好綠證申領(lǐng)的準(zhǔn)備工作，了解并熟悉綠證核發(fā)流程，高度重視綠證新增的收益渠道，提前研究與碳市場等相關(guān)市場銜接，為可再生能源增量項目投資決策做好支撐。三是提高風(fēng)險意識，隨著綠證市場逐步體現(xiàn)綠色價值，可再生能源電能量價值和環(huán)境價值逐步解耦，雖然有了綠證收益加持，但會面臨新能源全面入市后交易電價下行的可能，發(fā)電企業(yè)應(yīng)統(tǒng)籌考慮電能量市場、綠證綠電市場和輔助服務(wù)市場，提升市場應(yīng)對水平。

抓住綠色發(fā)展機(jī)遇，優(yōu)化綠證交易策略。一是綜合研判綠證及相關(guān)市場供需變化趨勢，預(yù)測可再生能源綠色屬性關(guān)聯(lián)市場的價格波動，對比分析各市場收益情況，由于不能重復(fù)申領(lǐng)同屬性憑證，環(huán)境價值目前只能在單一市場體現(xiàn)，因此需根據(jù)市場情況制定科學(xué)的交易策略。二是關(guān)注綠證有效期，這是綠證交易的重要影響因素，綠證認(rèn)證時間是從電量生產(chǎn)自然月起兩年內(nèi)，對于綠證交易來說有效期還不到2年，發(fā)電企業(yè)應(yīng)合理安排綠證交易的時間和順序，避免出現(xiàn)綠證“過期”。三是加強電量統(tǒng)計及核對工作，綠證核發(fā)是針對已建檔立卡的可再生能源發(fā)電項目所生產(chǎn)的全部電量，但可交易綠證主要針對上網(wǎng)電量，發(fā)電企業(yè)特別是分布式、分散式項目應(yīng)做好發(fā)電量、上網(wǎng)電量和自發(fā)自用電量等數(shù)據(jù)統(tǒng)計，加強與電網(wǎng)企業(yè)和交易機(jī)構(gòu)的核對，避免審計風(fēng)險。四是對于享受補貼的項目更需要綜合衡量補貼資金延遲到位所帶來的資金時間成本，對比綠證收益和補貼收入的真正效益，為其是否轉(zhuǎn)為市場化項目提供決策依據(jù)。

引導(dǎo)綠電消費，推動綠證交易機(jī)制完善。一是發(fā)揮發(fā)電企業(yè)社會責(zé)任擔(dān)當(dāng)，帶頭開展綠色電力消費，營造全社會可再生能源電力消費氛圍，引領(lǐng)提高綠色電力消費水平。二是推動綠色消費向強制配額制過渡，僅僅靠企業(yè)或個人難以促進(jìn)綠證交易蓬勃發(fā)展，需要建立強制配額制落實綠證消費主體，保障綠證交易充分體現(xiàn)環(huán)境屬性。三是推進(jìn)豐富綠證交易平臺和交易品種，研究提高綠證交易流動性，推動綠證由1次交易向多次交易過渡，擴(kuò)大場內(nèi)交易和場外交易平臺，并引入金融交易品種（如綠證期貨），不斷豐富綠證交易場景，激發(fā)綠證交易市場活力。四是推動打通國內(nèi)國際綠證互認(rèn)，提升出口外向型企業(yè)的國內(nèi)綠證購買積極性。

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2023年08期，作者單位：中國能源研究會