绿证交易的北美经验和我国绿证发展之路

随着各国为了实现碳达峰、碳中和目标而大力发展零排放电源，以风力和太阳能为主的绿色能源在美、欧和中国等主要国家得到迅猛发展。我国业已设定2030年非化石原料发电量占比达到40%的目标，风力和太阳能装机容量是目前装机容量的2倍。伴随着绿能装机容量的大幅增长，如何保障其消纳及收益也成为当前以及未来一段时间内亟待破解的难题。一方面风光等绿能发电的间歇性和不可预测性给电网的安全运行带来了极大的挑战，也抬高了电力系统的运营成本，对新型能源体系下电力系统的运行方式提出了新的考验。另一方面绿能的低可变成本和高装机成本造成传统现货市场价格波动加剧，会出现更多的极端高（低）价格并增加容量定价机制的难度，也增加了电力现货市场设计的难度。与此同时，尽管绿能自身的平均成本在一些地方可能已经低于传统电源，但如果考虑其外部性成本（比如电网建设和电力平衡成本），绿能经济性尚不如人意，大规模发展绿能将会升高整个电力系统运营成本，从而大幅推高用户侧用电成本。要系统性地解决电力系统“不可能三角”（安全稳定、价格低廉和清洁低碳）问题还任重道远。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：樊恒武 何爱民）

为了促进可再生能源快速发展，我国中央和地方政府此前一直对风光发电通过“保量保价”政策进行保障性收购，但风光装机容量快速增长带来的财政补贴压力和系统运营成本（目前由传统电源无偿承担）也成了市场建设过程中迫切需要解决的问题。随着电力市场建设的加快和绿能在部分区域内占比快速提升，风光也逐步参与了中长期、现货市场交易，承担了部分市场风险。2020年全国风光参与电力市场化比例约25%，2021年提高至27%，2022年达到37%，在绿能占比较高省份和地区（比如甘肃和蒙西），多数新能源场站都参与了现货市场，蒙西除扶贫项目等全部参加了现货市场。而为保障风光整体收益，在电能量交易市场之外，绿能的绿色环境属性相关制度逐步配套建立，绿证、绿电交易也逐渐走入大众视野。

绿色能源环境价值和

环境属性的价格决定因素

绿能的定义在世界范围内并不完全相同。国际上大多数地方仅仅将风、光、小水电和生物质归类为绿能，还有部分地方（比如欧洲和加拿大）将核能和大中型水电也归为绿能。但如果从温室气体排放的角度讲，它们都是低排放的“绿色电源”。

绿能的环境价值在于其替代煤/气电而减少了温室气体和其他有害气体的排放，避免了由此造成的社会经济损失。但是，要测定绿能的实际环境价值是相当困难的，因为环境价值的实现有赖于绿能出力时所取代的传统电源种类，也有赖于绿能本身采用的技术。这种替代关系可能随时间和地理位置不同而不同，也与各地收入水平、环境政策和电源结构有关。例如，在弃风弃光严重的地方（电力系统实际消纳绿能的总量受限），从某一增量绿能项目发出的每千瓦时电能取代的只是另外等量绿能，此时替代的绿能就没有新增的环境价值。当然，如果绿能取代的是传统煤电，那么绿能价值就是减少的煤电排放的温室气体所造成的社会经济损失。表1展示了可再生能源环境价值的对应和替代关系。

表1：可再生能源替代的环境价值（仅考虑温室气体排放）

环境属性价格的决定因素是人为定义的。由于绿能替代的发电资源随时间和地理位置不同而不同，而各地可能因为生活水平不同而对环境要求也不一样，其环境价值本质上体现的是当地为环境改善而愿意支付的费用。代表绿能消纳的绿证也因此随具体情况不同而有不同的价值。为了提高绿能环境价值属性的流动性，目前世界范围内大部分绿能的标的物通常都是在某一段时间（比如一年）的新能源电量，其交易价格并没有追求完全反映该地绿能因为替代其他电源而产生的环境价值，由此换取的是绿证可以大范围流通。这种次优的设计自然无法产生最优的结果，导致一些地方绿证价格高于实际环境价值，而在另外一些地方，绿证价格则低于实际环境价值。

绿证的定价机制必须有足够的颗粒度。正是因为绿证的环境价值依时间、位置和发电技术不同而不同，在保证流动性的前提下，应尽量细化绿证的细节信息。例如在阻塞严重的情况下，在严重依赖煤电的地方，过大范围统一的绿证价格很可能大大低于绿能在某些地区的实际环境价值，也可能会造成某些地区绿色能源投资的不足。

当然，在实际交易中，绿证的成交价格受许多因素影响，包括能量市场价格（含容量收入等）、社会经济承受水平、绿能标准、绿证市场设计等等。在充分竞争的条件下，绿能公司的主要收入分为两个部分：能量市场收入和绿证收入。如果能源市场收入足以支付其投资收入，绿证收入便变得无关紧要，绿证成交价格可能就会很低。正是因为绿证价格与现货市场价格紧密相关，现货市场价格的大波动性也会反映到绿证的成交价格，这也是美国绿证价格大幅波动的原因之一。

北美的绿证制度和演进历史

北美的绿证制度已经出现近30年，出现了多类型的绿证和多种交易方式，但仍然无法称之为成熟，还存在着一些问题。

（一）绿证制度的起源与发展

90年代中期，美国加利福尼亚州在讨论可再生能源标准时，部分市场参与主体便提出将环境属性从电能分离开来的绿证概念，并推出“绿票”在Automated Power Exchange（APX）的绿票市场中交易。随着绿证机制在美国的成功施行，世界各主要国家也开始接受并推广绿证的交易。目前，全球主要绿证机制有北美的RECs，欧洲的Guarantees of Origin (GOs), 以及以亚洲和拉美为主的 I-RECs 等等。全球绿证规模在2020年大约是93亿美元，估计到2030年达到1032亿美元，增长10倍以上。

需要说明的是，绿证并不是唯一支撑可再生能源发展的方式。与美国不同，加拿大的电力系统规划和新能源政策由各省负责，在电力市场开放的安大略省和阿尔伯塔省，绿能的开发主要是政府授权电力市场运营机构（安大略省的IESO或阿尔伯塔省的AESO）通过公开招标等方式统一规划和购买，成交价格则有赖于竞争程度及当地税收水平等，绿能参与电力现货市场形成的损益由全体用户分享或分摊，（隐藏的）环境价值由全体用户共享。安大略省的IESO在2023年通过M-RETS平台（Midwest Renewable Energy Tracking System）开始运营清洁能源证书的交易（Clean Energy Certificates或CECs）。与美国的RECs只包括太阳能和风能不同，IESO的CECs也包括水电和核电，安大略政府预估每年有大约1300亿千瓦时的CECs可供出售。绿能发电方从电力现货市场赚取部分收入，不足部分则由IESO或AESO按政府授权合同价补足，与绿能有关的所有费用由IESO或AESO从终端电力用户收取。

图1：加拿大安大略省的清洁能源证书CECs交易机制

（二）绿证的种类和交易形式

如前所述，绿能的环境价值有赖于绿能本身的技术特性和所替代的电源。北美的许多地方对不同的绿能发电技术和其他特性设定了不同的绿证，比如太阳能、风能、配电网绿证、小水电、大水电、竞争性购买绿证等等。细分绿证可能是监管当局强制性的要求，也可以满足不同用户不同的偏好。

绿证和电能既可以捆绑出售（即“证电合一”），也可以单独交易（即“证电分离”）。捆绑出售有私有公司的购电合同（比如亚马逊和苹果公司的购电合同）、地方供电和售电公司的购电合同、政府授权合同等。“证电合一”受到电网运行物理约束，适用于地方性的可再生能源（尽可能小的地理范围就近消纳），其基本特征是在绿能出力的同时，电能和绿证也同时转交到买方。“证电合一”的绿证交易主要为强制性市场，服务于当地强制性可再生能源标准。与“证电合一”不同，“证电分离”完全忽略电网阻塞，为绿证管理资源缺乏而又有环保意愿的公司和个人提供了一个有效的购买和避险途径。“证电分离”的绿证交易主要为自愿性市场。

表2为美国可再生能源绿证、交易、合同形式等列表。其中，2020年美国强制性绿证市场规模达到3500亿千瓦时，而自愿性市场的绿证的交易量为1920亿千瓦时。

表2：北美可再生能源的开发方式和绿证

（注：用户从供电公司购电，然后与可再生能源公司签订有利于后者的差价合约。许多地方不允许该类合约纳入RPS计算。）

（三）绿证价格

绿证的价格随产地、种类、市场架构和供需情况等不同而有很大的差异，且随时间变化波动很大。以美国强制性的绿证为例，在过去十年中，非太阳能绿证的价格一直介于1~50美元/兆瓦时之间（目前纽约州绿证大约30美元/兆瓦时 )，而太阳能绿证则在150~680美元/兆瓦时之间。自愿性市场的绿证价格通常远远低于强制性市场的绿证价格。美国的自愿性绿证在1~10美元/兆瓦时之间波动。自愿性市场中“证电分离”的绿证价格甚至更低，据美国环保署计算，2019年的平均价格只有区区的0.85美元/兆瓦时。

（四）北美绿证制度存在的主要问题

美国和加拿大都是联邦制国家，绿能政策主要由各州或省制定和执行。因为各地有不同的资源禀赋和电网发展历程，电源组合差异很大。再加上经常性的政党轮替，各地的能源政策差异很大，而且也往往变化频繁。这就导致了获得绿证的电源资格可能差异很大，在自愿性市场中流通的绿证经常有“同价不同质”或“同质不同价”的问题。比如加拿大的绿证主要反映的是绿能替代天然气机组的环境价值，而美国的是绿能替代煤、气机组的环境价值，两国绿证市场一体化便产生了“同价不同质”的问题。

另一个主要问题是绿证基本上忽略环境改善所要求的添加性（Additionality）。也就是说，销售的绿证可能来自于现有的低排放电源，并不会替代现存传统电源。如果绿证没有绿能对传统电源的替代作用，对环境改善就没有帮助。

我国可再生能源政策

和绿证的发展

2020年，我国可再生能源装机容量5.34亿千瓦，主要以光伏、陆风为主，2030年预计可达12亿千瓦以上。为推动我国可再生能源发展，提高全社会消费绿色电能意识，我国在绿证、绿电交易两方面均进行了积极的探索。绿证是“证电分离”的产物，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，任何单位和个人都可以从政府指定的网站购买。与之相对应的是绿电，是绿色价值与其电能量一同捆绑进行交易，即所谓的“证电合一”。

（一）我国绿证、绿电制度

的起源和发展历程

我国全国性的绿证核发和自愿认购始于2017年，并于2019年明确了风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目可以通过出售绿证获得额外收益。随后，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以及超出规定并网运行年限所发电量部分，均准许核发交易绿证。

自我国启动了绿证自愿认购交易市场以来，目前已基本建立了一整套规范、有效的核发和交易体系，尤其是在可再生能源发电进入无补贴时代后，绿证制度越来越受到重视，一系列拓展绿证应用场景、促进绿色消费的政策相继出台。

2021年我国启动了绿色电力交易试点。通过开展绿色电力交易，将有意愿承担更多社会责任的一部分用户区分出来，以市场化方式引导绿色电力消费，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳，更好促进新型电力系统建设。

（二）绿证和绿电交易

现阶段我国绿证、绿电交易同步开展。但无论是绿证还是绿电，初衷都是作为国家电价补贴缺口的解决方案。但随着新能源逐步进入平价时代，补贴的问题终将通过市场解决，未来可再生能源电力的收入更有赖于绿色环境属性价值的体现。从这个方面说，绿电交易和绿证交易都是可以有效实现我国新能源发展既有目标的手段。

从交易活跃度来看，现阶段还是以绿电交易为主，2022年全国绿色电力消费总量246亿千瓦时，其中绿电占82%，绿证占18%。绿电占比处于绝对优势的核心原因在于“电+证”的总价较低，而非用户更加“认可”绿电。1439号文印发后燃煤发电全部参与市场交易，由于电煤价格持续高位，燃煤发电成交价格（中长期交易市场价格）两年来一直处于1.2倍基准价附近，然而参与市场交易的可再生能源在山东以外的其他地区，大多没有获得与煤电同样进行涨价的权力，绿电的“电+证”总价仍然低于1.2倍基准价，如果单独购买绿证则“电+证”总价会达到1.2倍基准价以上。

绿证方面由于补贴绿证和平价绿证在定价机制上有所不同，考虑到解决财政补贴缺口的功能定位，补贴绿证定价采取“以补定限，自由竞价”的模式，即买卖双方可通过自行协商或通过集中定价的方式确认补贴绿证价格，最高不超过项目度电补贴金额，属于半市场化机制。平价绿证的定价机制则更为市场化，其定价参考项目的度电成本、环境效益等因素，由买卖双方自由商议确定，不设上下限。我国补贴绿证交易价格总体平稳，截止2023年4月初，北交完成的绿证成交均价为0.026元/千瓦时，广交范围内完成绿证成交均价为0.033元/千瓦时。相对而言绿电交易中的环境属性溢价相对较绿证交易高（绿证交易“电+证”总价更高），截止2023年4月初，绿电交易环境属性平均溢价为0.062元/千瓦时。也就是说，“证电合一”的绿证价格高于“证电分离”的绿证价格，这种价差现象与国外的绿证价差的形成原因完全不同，是由于不允许中长期交易可再生能源与燃煤发电同价造成的。

（三）存在的主要问题

我国绿证市场建设起步较晚，市场机制还不成熟。首先，我国绿证和绿电交易由多个不同的部门运营，缺乏一个全国互联的、完整的绿证签发和跟踪体系，无法保障绿证的唯一性（绿证之外还存在超额消纳量）。这也许是我国绿证还不为国际接受的主要原因之一。其次，绿证购买意愿低，绿电/绿证交易不活跃，绿能溢价对新能源的收入帮助不大。一个最主要原因可能是我国没有与美国一样的强制性购买政策，但也可能是企业和居民还没有足够多的绿证信息。最后，我国的绿证和绿电交易还是一个粗放式的模式，绿能的成交价格并不能真实地反应绿能替代当地污染电源的环境价值。

（四）我国可再生能源和绿证发展的路径探索

我国可再生能源政策、绿证的设计和演化与美国不同，但与加拿大却大同小异。与美国不同在于，我国是中央和地方政府主导（集中决策），国有企业参与为主，通过政府设定上网电价或招标手段保证可再生能源的开发，而美国则主要通过地方性的RPS标准强制要求售电公司或地方供电公司购买或兴建足够的可再生能源（分散决策）。这种可再生能源能源政策和购买方式的差异必然导致中美绿证制度和交易结果有着明显差别。

我国与加拿大模式类似，两地的政府既是政策制定者，也是政策执行者。我国政府通过（短期）补贴或平价上网定价机制直接收购，而加拿大则是政府授权电力市场交易中心签订长期购电合约。

总之，世界各国没有完全一样的可再生能源政策和绿证交易机制。目前，我国的绿色能源起步较晚，但发展迅速。与之相关的绿证交易则刚刚起步，交易制度还有许多地方需要不断完善。

建议1：短期内，提高广大市场用户和居民对于环境属性价值的认可和对我国“双碳”目标远大战略布局意义的认知。中长期内，应强制要求大型工商业用户、地方供电公司和售电公司购买一定比率的新能源或绿证（消费侧配额）。

近年，我国环境意识逐渐觉醒壮大，提出“绿水青山就是金山银山”的理念，但意识到环保的重要性，到愿意为之付出实质贡献还存在较大差距，也就是所谓环境经济学里“接受意愿”和“支付意愿”的差异。简单来讲，人们往往对环境恶化深恶痛绝，但要他们为改善环境而支付费用时，他们却紧捂荷包。要广大民众和企业为环境改善而掏钱，政府和媒体的大力宣传必不可少。

目前，我国绿证和绿电的交易虽然潜力巨大，但仅靠自愿性的购买方式可能难以达成我国低碳甚至零碳的电网目标。我国的绿电成交价仅仅比传统电源高10-30元/兆瓦时，这个价差对很多可再生能源，特别是平价可再生能源项目收益来说杯水车薪 。同时我国过去可再生能源的快速发展是建立在大量补贴的基础上，但长期来看补贴很难继续支撑如此大规模的快速发展，以补贴为发展动力的可再生能源政策变得不可持续。平价上网政策虽然可以降低补贴金额，但这种事后的政策性变动也增加了存量可再生能源成本回收的压力和新增可再生能源的投资风险。从美国的经验来看，强制性市场的价格往往远远高于自愿性市场，可以大大降低可再生能源对补助的依赖，有助于可再生能源的可持续的、快速的发展。

如前所述，并不是所有绿色能源都是同质的。一般来讲，风能/太阳能最绿，小水电其次，核能随后, 大水电排放温室气体最多。因此，条件具备时，绿证也可以有不同的种类和不同的定价方式。

值得指出的是，强制性绿证购买制度并不必然会大量增加电力用户的财务负担。一方面是绿证制度将对可再生能源的补贴从暗补（通过财政补贴）变为明补，总费用不一定会提高。二是大规模和流动性更大的绿证市场必然吸引来自绿证供给方更激烈的竞争，从而导致更低的绿证价格。三是绿证价格与现货市场电能价格大体成反比，如果现货市场价格足够高，绿证价格将会同步降低。

建议2：绿证交易不应该局限于风能和太阳能等可再生能源，条件具备时，也应该扩展到核电和水电。

我国有限的可再生能源禀赋和超大规模的用电需求决定了我国不能完全依赖可再生能源。零排放的核电和大中型水电将毫无疑问是我国达成碳达峰和零净碳排放的中坚力量，鼓励并保障核电和大中型水电的合理开发必然是维护我国电力安全的基础。

目前，我国的绿色电力仅仅包括风电、光伏、地热、生物质能和小水电等。尽管该定义与大多数国家的可再生能源定义基本一致，但它们并不是清洁能源的全部。清洁能源应该还包括不产生温室气体的大中型水电和核电（加拿大的定义）。在美国，核能虽然不能参与绿证交易，但通常都享受零排放补贴（像纽约州的ZEC）。而且，零排放补贴比绿证收入更稳定。

目前我国电力供应还严重依赖于煤电，在缺乏大量天然气供应的情况下，进一步发展大中型水电和核电是取代煤电绕不过的坎。因此，像加拿大一样将大中型水电和核电纳入绿证机制，是务实的选择。

建议3：按照成本效益原则，进一步加强电网和现货市场建设，将可再生能源的环境价值最大化。

我国的可再生能源资源禀赋存在着巨大的地理差异，东西部地区电力需求和资源禀赋反差较大，这种禀赋差异限制了可再生能源主要建设集中在西部地区。在电网建设不能及时跟上的情况下，弃风弃光将是一个长期的现象，大量的弃风弃光降低了当地绿证的价值，因为风/光发电替代的是放弃的当地其他可再生能源，并没有带来相应的环境价值。

因此，在符合成本效益的前提下，加快西电东输电网建设，充分发挥西部可再生能源对东部煤电的替代作用，最大化可再生能源的环境价值。同时，电网的建设也有助于促进“证电分离”的绿证交易，增加绿证供给量，降低电力用户的绿证交易成本。

建立全国统一电力市场体系的发展需要“证电分离”。在市场化的条件下，可再生能源所需要的总收入主要由电能量市场收入与绿证收入组成。在电能量市场全国一体化的背景下，绿色能源在全国范围内、大规模的交易和流动，绿证交易也因此必然是一个全国性的市场。只有“证电分离”的方式可以帮助可再生能源的大范围交易，而不必考虑电网的实际运营情况，这是“证电合一”的绿电交易无法做到的。

建议4：进一步加强绿电、绿证交易信息披露，提高绿证收入的使用透明度，进一步改进绿证签发和跟踪机制。

购买绿证的单位通常是效益比较好或者是注重公司形象的公司。据悉美国苹果公司今年4月宣布与其开展合作的68家中国制造商已经做出到2030年完成全部使用清洁能源生产苹果产品的承诺，随着产业性的新型能源转型，将会有更多的公司、用户开展产业减排计划，绿电、绿证用户需求群体的增加，必然催生出对于绿电、绿证交易信息透明度的刚性要求，一方面是出于对参与绿证、绿电交易的市场主体公平参与交易的需求，另一方面也是出于完善全国统一绿证市场，保障绿证在全国流通的需要。同时绿证的个人购买者通常是高收入人群，而这一批人恰恰又主要是教育程度较高的人群。他们为了更好的环境而愿意支付更多，但也会要求对绿证收入使用的知情权。

我国目前的绿证注册和跟踪制度还不完善，变种的绿证仍然存在，各个交易部门间缺乏有效的统计和信息分享机制，也没有全国性的绿证监管制度和机构。这种混乱的管理体制，可能导致绿证重复使用，降低绿证的可信度。这也许是我国绿证在国际上还不被承认的主要原因之一。

我国已经有了多年的绿证和绿电交易经验，现在是对我国的绿证注册、跟踪和监管系统进行系统性评估的时候了。绿能的绿色价值是依靠政府“立规”产生的，应当充分发挥政府主导作用，避免利益群体误导绿色价值体系建设。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者樊恒武供职于长江电力销售有限公司；作者何爱民系本刊特约撰稿人。