解构 | 新时代新能源高质量发展下绿色消费机制的现状、问题及建议

5月30日，国务院办公厅转发了国家发改委、能源局联合印发的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，共提出了21项行动措施，并特别提出，要创新新能源开发利用模式，引导全社会消费新能源等绿色电力。

自2021年以来，我国发布了一系列加快电力市场改革的政策措施，为以市场化方式发现绿色电力的商品价值和环境价值提供了有利条件，为市场用户购买和消费绿色电力提供了便利渠道。但同时，我国仍面临绿电消费动力不足、市场作用尚未充分发挥、机制之间缺乏统筹衔接等问题，亟需进一步完善绿色电力消费机制，实现以政府补贴推动规模化发展的供给侧驱动为主模式，转向以市场化交易扩大绿电消费的需求侧带动模式，加快形成全社会主动消费绿电的氛围，推动供给侧和消费侧双向发力，共同促进“双碳”目标的实现。

本文转载自：能研慧道

本文作者岳昊，就职于国网冀北电力有限公司经济技术研究院。

本文仅代表个人观点，与供职单位无关。

我国绿色电力消费机制现状

绿色电力证书自愿认购机制减轻了财政补贴压力，丰富了用户消费绿电的渠道

绿色电力证书是我国对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是消费绿色电力的唯一凭证。根据认证项目不同，绿证分为补贴证书和平价证书两类。

对于发电企业，在风电、光伏补贴时期，通过出售补贴绿证可替代补贴资金，减轻财政压力；在当前无补贴时期，通过出售平价绿证实现可再生能源的环境价值变现，获得除电量价值之外的额外收益。对于用户来说，绿证除了可作为电力市场主体完成可再生能源消纳责任权重目标的手段之一外，也为用电需求有限、没有条件自建分布式新能源、或缺乏签约大规模项目所需专业能力的企业、机构和个人买家，提供了实现绿电消费目标或支持可再生能源发展的便捷参与途径。

补贴绿证核发和认购于2017 年7 月1日起启动，核发对象是纳入国家财政补贴目录的陆上风电和光伏发电（不含分布式）。平价绿证核发和认购于2021年5月25日启动，核发对象是平价上网和低价上网的陆上风电及集中式地面光伏项目。截至2022年5月1日，绿证制度实施近5年来，我国共核发绿证4275万多张，192万多张被认购，其中173多万张为无补贴绿证，占总认购数量90%。补贴风电绿证均价172元/个，补贴光伏绿证均价661元/个，无补贴绿证均价50元/个。

可再生能源消纳保障机制建立了全社会共担可再生能源消费责任的制度，保障了可再生能源可持续发展

国际上，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电量在其电力消费总量中所占的具体份额进行强制性规定的法律制度。目前，世界上已有100多个国家或联邦州（省）实施了强制性可再生能源配额制政策。2019年5月，我国正式建立了可再生能源电力消纳保障机制，按年对各省级行政区域设定了可再生能源电力消纳责任权重，即可再生能源电量比重。电网/售电企业和电力市场用户共同承担消纳责任，前者承担与其年售电量相对应的消纳量，后者承担与其年用电量相对应的消纳量。除了通过合同交易实际消纳可再生能源电量外，市场责任主体还可通过购买超额消纳量和购买绿证两种补充方式来完成权重目标。可再生能源消纳保障机制通过消纳责任权重指标约束，促使市场主体公平承担消纳可再生能源电力责任，形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制。

自2020年该机制正式实施两年来，全国层面均完成了消纳责任权重，2021年除新疆、甘肃外，全国28个省（区、市）全部完成消纳责任权重，可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重29.4%，同比提高0.6个百分点。2021年一季度，国家电网和南方电网分别首次组织了区域内的可再生能源电力超额消纳量交易，分别达成交易电量24.55亿千瓦时和271.6万千瓦时。2022年两大电网公司区域分别达成超额消纳量交易36亿和105亿千瓦时。

绿色电力交易试点机制实现了绿电的环境价值变现，促进了供需双向匹配

绿色电力交易是在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种。有绿色电力需求的用户可以直接与发电企业开展交易，绿色电力在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算，交易中心依托区块链系统实现绿电生产、交易和消费的全环节溯源，并依据交易结算结果以“证电合一”的方式将绿证分配至电力用户。新能源发电通过绿电交易实现了“绿色溢价”，其电能价值和环境价值得到充分体现，提升了新能源企业的发电收益，有力支持了新能源产业发展。同时，绿电交易进一步丰富了绿色电力产品，在认购绿证之外为用户提供了另一种绿电消费途径，也帮助出口型企业向有绿电消纳比例要求或实施“碳边境税”国家的采购方供货时增强企业竞争力。

在2021年9月全国首批绿电交易试点启动前，京津冀、浙江、陕西、云南、广东等地均开展了不同的尝试，部分省级电力交易中心还为参与用户提供绿电消费凭证。9月7日全国首批绿色电力交易达成交易电量79.35亿千瓦时，绿电成交价较当地电力中长期交易市场平均每度高3-5分钱左右，实现了“绿色溢价”。2022年初，通过京津冀绿电交易，实现了奥运史上首次所有场馆100%使用绿色电力。

消费侧绿色电价机制发挥了价格信号的引导作用，促进了高耗能行业节能降耗

绿色电价是指针对不同环境外部效应的行业制定的差别性电价惩罚或电价激励机制。多年来，国家陆续出台了一系列绿色电价政策文件,通过价格杠杆调节工商业、居民用户等用电主体的行为,以经济手段促进高耗能行业不断提高能效水平、加快转型升级。我国绿色电价政策主要包括，对高耗能行业按照限制类、鼓励类等实行差别电价，对电解铝、钢铁、水泥企业和居民实行阶梯电价，对能源消耗超过单位产品能耗限额标准的用能单位执行惩罚性电价，对工商业和居民实行分时电价。2004年起，我国对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥和钢铁6个高耗能行业试行差别电价，对限制类、淘汰类企业的度电电费进行加价收取。十年间，差别电价政策历经5次调整，执行范围扩大到8个行业，加价力度不断加强。阶梯电价从2011年11月起在居民生活用电领域开始试行，2013-2016年陆续对电解铝、钢铁和水泥三个行业实行基于能耗/电耗标准的阶梯电价，2021年进一步完善了电解铝行业的阶梯电价分档和加价标准，鼓励电解铝企业提高清洁能源利用水平。2021年7月，进一步完善了分时电价机制，拉大峰谷价差比、建立尖峰和深谷电价、建全季节性电价。

“十三五”期间，规模以上工业单位增加值能耗降低约 16%，电解铝、水泥行业落后产能已基本退出。2020年，电解铝行业平均综合交流电耗比2013年下降约500千瓦时，处于国际先进水平，电石单位能耗比2010年下降6.7%。

我国绿电消费机制存在的问题

绿电消费激励约束机制不足，绿证市场活跃度较低

可再生能源消纳保障机制的惩罚力度不足。国际上，配额制一般由政府用法律条文的形式做出强制性规定，并且制定了未完成配额的强制罚款。我国的可再生能源消纳保障机制仅为部门规章，缺少法律确认，在考核机制上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，惩罚措施不明确，惩罚力度不够。另外，绿证仅是完成消纳权重的一种补充方式并非强制性手段，市场主体认购绿证动力不足，认购量不高。

绿证自愿认购的激励机制不足。我国市场主体购买绿证并未与其它税收、金融优惠政策挂钩，主要驱动力还是政府、企业或个人履行社会责任、提升品牌形象、减免碳关税、提升海外竞争力。《绿色电力证书核发及自愿认购规则（试行）》规定认购人购买绿证后不能再次出售，限制了绿证的二次买卖，证书价格和流通性尚不完全具备金融属性，导致其吸引力不足。绿电消费凭证缺乏唯一性，除国家可再生能源信息管理中心核发的绿证外，APX、I-REC等国际机构也在国内签发国际绿证，同时各省也存在不同类型的“绿电消费凭证”。绿证种类来源多样、绿证之间缺乏互认、环境权益重复计量，削弱了绿证的唯一性，影响了其在国际范围的认可度和接受度，降低了在企业采购过程中的竞争力。

绿色电价体系尚不完善，难以满足双碳目标要求

执行范围偏小。目前只有7种产品实行差别电价,3种产品实行阶梯电价，六大高耗能其它产品及虚拟货币“挖矿”等新兴类别没有纳入。产业目录更新不及时，未实行动态管理，高耗能企业动态甄别不足，导致实际执行范围偏小。在“双碳”目标背景下，部分高耗能产品能耗限额标准已无法满足行业技术进步、能源清洁低碳的发展需要。

加价标准偏低。高耗能产品增加的电费支出占生产成本比重不够大，对其市场竞争力影响较弱，企业盲目发展的代价偏低，导致低水平重复建设，落后产能退出不及时。电价的杠杆作用发挥不明显，部分省份对高耗能企业以行政式的“限产限电”来完成“双控”目标。

执行力度不一。三种电价设计存在交叉重复、功能重叠。惩罚性电价政策主要由地方制定，各地重视程度不一致，限额标准、加价标准、征收范围各异，有的与差别电价存在冲突。个别地方自行实行不合规的电价优惠和电费补贴，比如自行暂停分时电价机制执行或缩小执行范围、以完善分时电价机制为名变相实施优惠电价、组织新能源企业与高耗能用户进行低价专场交易。

跨省与就近交易渠道仍不畅通，制约资源优化配置

绿电交易是由市场用户直接与新能源发电企业开展交易，可以是集中式新能源跨省跨区“点对点”，也可以是分布式新能源“隔墙售电”。而当前我国跨省跨区交易主要根据国家计划、政府间协议省间协议，以“网对网”（电网企业间）和“点对网”（发电企业与电网企业间）开展保量保价交易，存在地方政府出于利益考虑对跨省区市场交易进行不合理限制和干预的情况。

对于开展现货市场交易试点的省份，外来“计划电”与省内“市场电”双轨运行，影响现货市场长周期运行。电力市场建设主要在省级电力市场层面进行，各个区域或省份电力交易中心的交易机制不统一、不衔接，加大了不同省区之间购售电交易市场主体参与交易的难度。包括以上在内的种种因素导致目前绿电交易试点以省内交易为主，限制了新能源在更大范围内自由流动和优化配置。分布式发电就近交易具有电力损耗少、能源利用率高、污染排放低等优点，但目前由于过网费、辅助服务、交叉补贴存在争议，以及交易技术手段和管理规则不成熟等原因，一直处于停滞状态。

机制之间缺乏统筹衔接，环境价值重复计量

可再生能源超额消纳量交易、绿证认购、绿电交易、碳市场交易机制之间缺乏有效衔接、统筹协调，存在重复计算绿电环境价值的问题。

绿证、绿电与碳市场之间，三个机制的最终效果都可以减少碳排放，但如果一个项目被同时赋予多种用途（碳减排量和绿证），那么新能源企业可以一方面出售绿证，同时其新能源发电量也可以申请签发CCER（碳市场核证自愿减排量）在碳市场当中出售，造成对新能源形成双重激励、重复考核的后果。对于用户来讲，在电力市场和碳市场中重复支付环境费用，购买绿证或绿电交易实现的减排效果并没有核算到相应用户的最终碳排放结果中。

绿电与绿证之间，可再生能源超额消纳量和绿证都可作为完成消纳责任权重补充方式，他们之间可能存在重复计算，一度超额消纳量交易在发电侧生成一单位绿证，在用户侧生成一单位超额消纳凭证，一度绿电产生两倍证书。

促进能源绿色消费的相关建议

加大考核激励力度，激发更大绿电消费潜力

通过刚性约束和条件豁免等刺激性政策，鼓励全社会范围的绿电消费。适时启动配额制下的绿色电力证书强制约束交易，形成自愿认购和强制交易并存、采购方式灵活多样的绿证交易市场，提升配额制与绿证交易结合的紧密程度。对未达配额指标要求的责任主体实施强有力的惩罚机制，设置罚金额度远大于在绿证市场购买证书完成配额指标考核的成本。从高耗能企业开始试行将消纳责任权重分解落实到售电公司和用户，并作为考核主体。将完善后的配额制纳入《可再生能源法》等相关法律法规，强化其法律强制力。进一步完善绿证配套的支持和优惠政策，将绿证认购与绿色产品认证、税收优惠、贷款优惠、提升授信额等政策相关联。对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障。

充分发挥绿证的金融属性和市场机制的作用，适时开启绿证交易二级市场，开放价格限制，提高绿电消费的“含金量”。统一国内绿色电力消费凭证发放，推动绿证国际互认，明确绿电价值认证的权威性和环境权益的唯一性，使得绿电赋能产品在国际市场中具备更大的竞争力。

健全绿色电价体系，促进两高行业节能减排

更好发挥电价信号和杠杆作用，实现生态环境成本内部化，推动企业主动节能降耗。完善高耗能、高排放行业绿色电价机制，整合差别电价、阶梯电价、惩罚性电价等差别化电价政策，建立统一的高耗能行业阶梯电价制度。差异化设定各市场主体可再生能源电力消纳责任权重，对高耗能、高排放等主体设置更高权重，推动“两高”行业成为我国绿色电力最主要的消费源之一。及时评估绿色电价执行效果，根据实际需要扩大绿色电价覆盖行业范围，建立基于单位产值能耗、绿电比重等的加价分档标准，奖惩结合，促进相关行业加大技术改造力度、提高能效水平、加速淘汰落后产能。全面清理取消对高耗能行业的优待类电价以及其他各种不合理价格优惠政策，禁止自行实行电价优惠和电费补贴，严禁组织可再生能源企业与高耗能用户进行低价专场交易。

推进省间绿电交易，实现跨省跨区资源互济

落实《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》、《“十四五”现代能源体系规划》，健全多层次统一电力市场体系，规范交易规则和技术标准，推动交易中心之间有效衔接。分步放开跨省跨区发用电计划，按照《省间现货交易规则（试行）》，推动符合准入条件的售电公司、电力用户参与省间电力现货交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业开展跨省跨区“点对点”绿电交易。将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同，与其他市场化的中长期合同具有同等地位，不得进行调整和改变，通过电力现货市场公平执行，承担相应经济责任。在绿电交易申报价格中明确电能量价格和环境价格，并合理设置上下限。将绿电交易试点的电源范围由集中式平价风光发电项目扩大至分布式发电项目，用户范围由大用户扩展至电动汽车、储能等各类新兴市场主体及小用户。完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。

加强机制衔接协调，厘清环境价值流转路径

促进绿电市场、绿证市场、碳交易市场之间的有机衔接，实现“碳-电”市场耦合发展，充分体现绿电的零碳特征，避免环境价值重复付费和重复激励。绿电、绿证与碳市场之间，明确新能源项目的同一电量仅能从CCER和绿证、绿电中的一个渠道获得收益，避免同一环境价值重复售卖。同时对用户消费绿电和购买绿证实现的碳减排量在碳配额清缴时予以认可，核减至最终碳排放结果中，激励更多的企业使用绿色电力。绿证与绿电交易、超额消纳量交易之间，可以继续采用绿证单独交易的“证电分离”和绿电交易的“证电合一”相结合的发展模式，增加绿证交易的灵活性。在绿电交易、超额消纳量交易中明确绿证交易情况，厘清绿证从核发机构到电力交易机构再到电力用户的转移路径，避免重复计量。加强绿电、绿证、碳市场之间的数据互通互认，完善信息平台建设，结合区块链、人工智能等技术，建立绿电环境价值转移的全流程统一监管平台，为碳市场核算核查提供准确的数据凭证，做到绿电电量精准、来源可追溯。

创新绿电消费模式，培养全民绿色消费理念

制定绿色产品名录，明确进入名录产品在上游原材料生产、加工和运输等过程中使用电力的绿色度要求，通过消费侧产品约束带动产业链企业消费绿色电力。推行绿色电力消费认证商品模式，引导用户主动购买绿电认证商品，培育全民绿色价值观和绿色消费理念。支持售电公司推出绿色电力套餐，优化绿电产品设计，制定“绿电”价格，满足用户多样化的绿色电力消费需求。鼓励售电公司、批发用户和新能源企业签订长期购电合同（PPA），涵盖项目建设、调试、运行等阶段，保证新能源项目获得较为稳定的投资回报。