关于近期绿证政策的解读、思考与建议

需求方面，随着“绿证原则上可转让”“做好绿证核发、交易、划转等全流程信息追踪管理”等具体通知事项推出，新的绿证核发及交易规则能够解决现有绿证的部分“痛点”。因此，由此导向到绿证市场流通性及国际国内认可度的提升后，自愿性消费的需求量无疑将持续上升。仅以世界500强企业及其在华供应链的绿色电力消费潜力估算，根据落基山研究所的初步评估，到2030年，世界500强企业及其供应链在中国市场的电力需求约为6亿兆瓦时/年。随着越来越多的此类企业加入RE100（100% Renewable Energy, 100%可再生能源组织）、SBTi（Science Based Targets initiative, 科学碳目标倡议）等国际性倡议组织，逐步迈向100%可再生电力、净零排放，其若通过采购绿证实现一部分绿电需求，也能极大促进绿证交易规模的扩张。

同样，随着能耗双控这一强制应用市场范畴的拓展，需求也将应运而生。国家统计局统计2022 年全社会总用电量为8.64 万亿度（86.4亿兆瓦时），而四大高耗能制造业（化工、建材、黑色、有色）用电量2.29 万亿度（22.9亿兆瓦时），占总用电量接近三成。一旦开始设置这类高耗能企业的绿电使用比例的下限，强制市场的绿证需求量将显著增多。

三、思考与建议

（一） 在完善自愿市场的基础上，建立健全强制市场

我国的绿证自愿市场需充分借鉴国外已有经验，不断培育市场的绿电消费意识，完善绿证相应制度的建设，发挥绿证更广泛深远的价值。

以欧美市场为例，近年来，美国自愿非捆绑绿色电力证书交易量在其总绿电消费市场中占比最大，接近一半左右；欧洲绿色证书自愿市场GO（Guarantees of Origins，来源担保证书）也早于2015年便达到了欧洲可再生能源发电总量的一半以上。欧美的绿证自愿交易市场加速促进了可再生能源发展，推动了社会绿色转型发展。

与此同时，推动绿证在强制市场中的应用是当下政策的趋势。不同于自愿消费市场，强制市场需要清楚明确应用范围和交易主体。在可再生能源电力消费核定基础上、能耗双控制度下讨论的绿证，由此衍生的市场交易，一方面，可促进“开源”，加快我国可再生能源项目的开发建设；另一方面，可推动“节流”，促进用能企业做好节能工作，严格控制高耗能项目建设。

我国能耗双控制度是在确定了国家目标后，对各省级行政区能源消费强度和总量双控制度的双重约束。本质上，能耗双控是将“双控”目标分解到各省级行政区域，各省级再将目标分解到各重点用能单位，推动用能单位进行节能减排，国家发改委再对省级完成情况进行考核。《新增可再生能源消费通知》中提到“各省级行政区域可再生能源消费量以本省各类型电力用户持有的当年度绿证作为相关核算工作的基准”，但如何协调能耗双控与消纳责任权重，如确定当前能耗双控制度下的消纳责任权重，重点用能单位的具体绿电使用比例，如何规定合适的惩罚制度等，有待进一步明确。

在国家发改委2021年颁布的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》中提出要“推行用能指标市场化交易”，绿证将作为用能指标市场化交易的一项重要工具。然而，如何在涉及各省、各企业经济发展及能源调剂的复杂情况下建设一个公开的交易市场，还需得到进一步的明确。对于当前的政策信息而言，就绿证如何能在用能权交易市场中发挥作用，助力我国能耗双控目标的实现，仍待相关方拨开云雾。

最后，建议通过机制设计和调整完善符合我国国情的绿证交易体系，建立并完善强制市场和自愿消费市场两套并行的机制。强制交易可促进节能降耗、实现高质量的经济发展以及可再生能源消纳目标的实现等，自愿交易则能更广泛的促进社会的可再生能源消费，二者高效的结合应用，会加速促进我国可再生能源的发展和利用。

（二） 规避重复计算问题，在不同市场、政策工具中统筹协调

目前我国绿证制度尚不具备健全的核销机制，环境权益重复计算问题显现。然而，如前所述，绿证如将应用于更广范围的强制与自愿市场中，势必需要搭建统一的证书跟踪系统，或是建立强制与自愿系统的衔接体系，从而规避此类问题。

除前文提及的“非捆绑式绿证”——补贴绿证、无补贴绿证以外，2021年9月，全国绿色电力交易试点启动，“捆绑式绿证”——绿电绿证也进入了大众的视野中。根据国家发展改革委、国家能源局批复的《绿色电力交易试点工作方案》，国家能源局组织国家可再生能源信息管理中心，向北京电力交易中心、广州电力交易中心批量核发绿色电力消费证明（也即 “绿电绿证”），电力交易中心依据绿电交易结算结果将此证明分配至电力用户，使得其可实现“电证合一”。但此“证”非彼“证”，绿色电力证书与绿色电力消费证明在证书样式与记载信息上均有所区别。另外，一些省市的电力交易中心也正在开展绿电交易工作，并为本省市的企业出具绿电消费相关证明。随着绿证在未来市场中的“大一统”，在制度不断完善的过程中，“绿电绿证”与“非捆绑式绿证”应迈向一致的发展方向。

再者，随着2021年全国碳市场的启动，碳交易、CCER交易对促进节能减排、控制温室气体变化的重要性逐渐凸显。“电-碳”存在着天然的连接，也都服务于我国的“双碳”目标，但现阶段，绿证与CCER面临着潜在的环境权益重复签发的问题。若要从根源规避，重启后的CCER可将可再生能源项目排除在外。

此外，“十四五”期间八大控排行业陆续纳入全国强制减排市场，以上众多高耗能企业同时也需履行能耗双控的指标。但由于目前我国强制碳市场纳入了由企业外购电力所导致的间接排放，若允许这类企业采购绿证，使得由绿证而来的绿电使用量计入碳减排，不仅能规避相关的重复计量问题，也能推动绿证市场交易量的提升。

因此，建议完善覆盖发电主体必要信息（如技术类别、项目位置、所属业主、装机容量、建成时间、绿色证书电量产生时间等）的唯一可再生能源绿色电力证书编号，确保每个具备唯一编号的绿证仅能出现在一个账户中；同时，为确保所有信息均可得到有效验证，建议设置一旦消费端完成交易，注销的绿证便将显示在注销系统中的程序。如此一来，绿电的环境属性从核发、交易到划转过程中的唯一性便可得以确认，即使在不同市场中也不会出现交叉使用情况。

避免多目标导向下市场交易规则不同带来的重复计算风险，有效衔接绿证交易、绿电交易与碳交易的三者的关系，将有效促进我国可再生能源电力市场的繁荣与发展。

（三）纳入更多的市场参与主体，允许市场化价格下的多次交易

《绿证通知〔2017〕》中，规定了“绿色电力证书经认购后不得再次出售”，且在《绿色电力证书自愿认购交易实施细则》中也明确规定卖方仅为新能源发电企业。交易受限，且参与主体单一，是使得市场交易量不足的一大原因。当然，这也是绿证的收益替代财政补贴的初期定位所致。

而现如今，我国可再生能源电力已迈入平价阶段，亟需利用市场化手段推动绿证交易。最新的《新增可再生能源消费通知》里提到“绿证原则上可转让”，“转让”所指的具体对象和频次要求，例如是否允许代理商参与交易等尚未可知。建议在逐步拓展的绿证交易平台上，纳入更多的市场参与主体，如售电企业、交易代理商等，尤其是对于小规模交易主体而言，允许售电企业或代理商参与交易，能减少交易摩擦，提升交易效率。而《绿证制度征求意见稿》中提及了“现阶段绿证仅可交易一次”，表明“多次交易”可能将不被纳入最新的交易规则中。建议在市场稳定运行后，尽快放开转让的频次限制，以此提高市场流动性与交易活跃度。

另外，建议市场运行初期设置一个引导价格，逐步由市场决定交易价格。如此，发电企业的环境权益收益可得到真正的兑现，消费侧也能以更合理的价格采购绿证。以当下的平价绿证为例，若延续被“调控”的高价（相比国际上的绿证价格而言），市场需求将难以提振，这将不利于促进全社会绿色电力消费目标的实现。

（四） 推动我国绿证加强国际衔接与互认的工作

如前所述，当前的一些外向型企业、在华跨国企业、世界五百强供应链企业等均有大量的绿证采购需求，但最终却未选择中国绿证。这是由于当前我国绿证的权益归属、权益声明存在重复计算的风险，加之企业认购后的使用情况无法跟踪等问题，国际广泛认可的RE100对企业采购中国绿证以实现绿电使用声明仅为有条件认可。随着欧美等国际市场对碳排放准入门槛的变化，未来，尤其是外向型企业，将面临更加严苛的竞争环境。《绿证制度征求意见稿》中提到，“在不影响我国国家自主贡献目标实现的前提下，积极推动中国绿证纳入国际组织的绿色消费、碳减排体系，在国家认可的范围内支持中国绿证与国际绿证互认”。我国绿证制度的更新应充分考虑国际倡议、组织、政策等的要求，与它们做好相应的衔接与互认工作，以此助力我国企业在国际市场上提升竞争力。

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