时璟丽：平价绿电快速增长绿证机制亟需转变-北极星电力市场网

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2020年9月，我国提出“30·60双碳”目标，其后国内诸多能源企业纷纷提出落实“双碳”战略的路径和措施，加之国际上对产品用能绿色属性和碳足迹日益重视的态势，2021年用能企业对可再生能源绿色电力（以下简称“绿电”）和绿色电力证书（以下简称“绿证”）的需求激增，同时越来越多的平价无补贴风光项目陆续并网发电，今后平价绿电项目数量、装机和电量都将快速增长。政策层面亟需理顺完善绿证机制，强化绿证的环境属性，发挥绿证在促进绿电消费、推动可再生能源健康发展、落实“双碳”目标方面的作用。

我国已出台实施多项绿证相关政策

我国绿证及交易机制始于2017年，在全国范围内试行绿证核发和自愿认购，建立了绿证核发和认购平台，并于当年7月1日正式启动认购交易。2019年以来国家能源主管部门及财政部发布了多项政策文件，提出了绿证机制配合实施可再生能源电力消纳保障机制、实行配额制下的绿证交易等。此外，为缓解可再生能源发电项目补贴拖欠问题、与碳市场衔接等相关政策或政策征求意见稿，也都有绿证相关条款并提到绿证的作用。在2021年4月颁布的电力现货市场有关文件中，又明确要尽快研究建立绿电交易市场，推动绿电交易。

宏观环境和可再生能源发展形势促使绿证机制转变

从“双碳”战略目标等宏观环境以及可再生能源发展情况看，原有绿证机制已不适应新形势要求，亟需对绿证机制进行根本的调整和转变。

一是需要转变绿证机制定位。“十三五”期间我国绿证的定位为替代国家可再生能源电价补贴，即相应发电量如果出售绿证获得收益，就不能再获得可再生能源发展基金的电价补贴，这样的定位导致绿证价格高昂，如风电绿证价格折合0.2元/千瓦时左右，光伏绿证价格折合0.6元/千瓦时左右，高昂的价格又导致自愿绿证认购市场交易进展缓慢，绿证核发和认购平台启用以来的4年间，全国被认购绿证总计7.6万个，涉及电量为2020年全国风光发电量的万分之一，全社会用电量的十万分之一。进入“十四五”，风光等主要可再生能源实现全面无补贴平价上网，新增项目已不存在绿证替代补贴的需求，而电力消费端对绿证的需求迅速增加，因此，亟需将绿证的定位从替代电价补贴转向促进绿电消费。

二是需要坚持绿证是体现可再生能源环境属性的本质。绿证应该是可再生能源电力的外部性或环境效益的量化体现，但在我国已出台的绿证相关政策中，叠加了多重无关和冗余的功能，如将绿证收益作为拖欠补贴的利息补偿，一些讨论过的方案将绿证收益作为可再生能源因参与电力市场而增加收益波动风险的补偿，这些都偏离了绿证的主旨，也增加了今后与其他机制（如碳市场）、与其他国家和地区绿证接轨和互认的复杂性和难度。

三是绿证的本质决定了其收益归属。绿证的本质决定了其收益归属应该是生产绿电的企业，并通过绿证交易，实现消费绿电或绿证所有权的转移，相应地，购买方需向出售方支付费用，无论中间有一级交易，还是经过了多级交易，最终收益的归属方为可再生能源发电企业。从欧美实施情况看，无论是强制配额和绿证市场，还是绿证自愿市场，抑或绿电的直接认购，收益归属均为电源企业。强制市场中，承担强制份额的主体（如售电公司）为费用支付方，并可通过市场销售最终由电力用户承担费用；自愿市场中，购买方（如用户）直接支付费用。

四是亟需扩大绿证的适用和核发范围。2017年我国自愿绿证试行，仅将陆上风电、光伏发电企业（不含分布式）所生产的可再生能源发电量纳入核发绿证范围，今年5月以来，不少风光平价示范项目的绿证在认购平台上线，但仍限于风光电站，大量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。建议尽快扩大绿证适用和核发的技术类型，先期将所有非水可再生能源电力纳入，以适应当前形势需要和体现公平性。

建议从核发、交易、认证三方面

建立和完善绿证机制

一是实施全国统一的绿证核发制度。强化明确绿证是可再生能源发电量的确认和属性证明，明确国家认定机构核发的绿证是认定消费绿色电力的唯一凭证，保障绿电的唯一性。绿证将全面记录绿电生产、交易、消费、结算等各个环节信息，实现信息唯一、可溯源。

二是完善绿证交易机制。建议国家有关部门允许绿证认购平台及其他有资质的第三方交易机构开展绿证交易。发电企业和电力用户之间可以进行绿电绿证一体化交易和绿证单独交易。如果明确绿证作为购买绿电的唯一凭证，即使某一电力用户与可再生能源发电企业签订了购电协议但此协议中未明确包括绿证，则也不能认为此用户购买和消费了绿电。此外，建议研究和适时开放二级市场，允许绿证的二次转让。

三是建立绿证认证制度。由于缺乏有效的第三方认证，目前国内绿证的唯一性、有效性没有官方的或权威的证明渠道。国际上近期成立了一些从事绿证核发和交易的民间机构，这些民间机构对我国相关企业核发绿证、组织交易并从中获利，影响了绿证市场，增加了今后国内产品出口的绿色认证、绿证国际互认等的复杂性。建议国家有关部门尽快授权一家或数家第三方机构（非交易平台所属机构）开展绿证和绿电消费认证，加强认证监管和国际互认机制建设。

四是完善绿证机制需要预先充分考虑好与其他机制的衔接。与可再生能源电力消纳保障机制衔接方面，根据现有政策，“超额可再生能源消纳量”和绿证都可作为完成消纳责任权重的补充方式，超额消纳量及这部分量对应的绿证可能就存在重复计算，需要协调机制，避免重复计算嫌疑带来对绿证纯度的质疑。与碳市场衔接方面，全国碳排放权交易于2021年7月16日开盘，碳市场建设也是一个复杂的系统工程，需要一定时间的完善期，建议初期绿证和碳市场并行存在、独立发展完善，条件具备后有效衔接两个机制，但建议先期尽快明确绿证与国家核证自愿减排量（CCER）之间的关系，明确同一电量仅能从CCER和绿证中的一个渠道获得收益，但二者之间可以互认在绿电消费和碳减排中的作用。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年08期，作者单位：国家发展改革委能源研究所

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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