以市场化机制推动绿证交易与价格的优化

2023年8月3日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号），新版绿证政策相较于自愿绿证来说有重大突破和完善，为我国全面推行绿色消费奠定了基调。新政能否带来绿证交易的蓬勃发展，取决于绿证市场的供需情况，而价格是供需的直接反映，价格机制也是决定资源配置的核心机制，因此作为生产绿证的发电企业更应该全面系统地认识绿证交易。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” 作者：赵岩 吴巧玲）

新版绿证政策核心内容和亮点

绿证核发目的发生改变。明确绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2023〕569号）明确各省2023年可再生能源电力消纳责任权重，市场主体完成情况以绿证为主要核算方式，绿证的功能定位进一步凸显，已不再是最初为了缓解国家可再生能源补贴资金紧张而设立，如今绿证是真正为了体现可再生能源的环境属性，通过绿证的环境价值促进新能源大规模消纳，助力我国“双碳”目标实现。

绿证体系进一步完善。绿证核发范围全覆盖，对分布式风电、光伏项目是重大利好，增加了绿证收益渠道，将水电、生物质等纳入核发范围，明确其环境价值，但绿证价格水平是否存在差异仍待政策落实后知晓；绿证组织机构进行调整，其核发机构由原来的国家可再生能源中心变为国家能源局，统筹管理绿证核发、交易和监督等相关工作，有利于绿证与其他可再生能源相关工作的衔接；绿证交易机制进行完善，交易平台进行扩展，除绿证交易平台和区域电力交易中心外，将不断拓展其他交易平台。建立基于绿证的绿色电力消费认证体系，进一步明确绿证的功能定位，为绿证交易提供动力。

加强与其他市场衔接。与绿电市场，参加绿色电力交易的电量绿证随绿色电力一同交易，并分别明确绿证和物理电量的交易价格。“证电合一”和“证电分离”两种方式将在我国绿色电力交易中长期并存，绿电交易是绿证的应用场景之一，虽然交易机制和价格机制完全不同，但最终载体都是通过绿证的形式体现，将两个独立市场有效衔接。与碳交易市场，推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调。绿证和碳市场都体现了环境属性，可再生能源发电项目既可以通过绿证市场获取环境收益，也可以通过碳交易市场体现环境价值，至于选择参与哪种市场，还需根据两个市场的供需和价格情况决定。对于国际绿证市场，我国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证，但没有百分之百禁止申请国际绿证，此政策对国际绿证市场可能存在一定的冲击，最终国内可再生能源企业如何选择，国内和国际绿证市场价格仍然是重要的方向标。

绿证交易价格机制框架建立。绿证交易采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行，其中有补贴的可再生能源项目根据发改体改〔2023〕75 号文规定，将由承担可再生能源发展结算服务的机构统一参加绿证交易，其收益等额冲抵国家补贴或归国家所有。平价（低价）项目、自愿放弃补贴和补贴到期项目，绿证交易方式不限，绿证收益归发电企业或项目业主所有。市场初期，由于市场主体数量较少，主要采用双边协商和挂牌方式进行交易，随着绿证核发范围扩大和引导绿色消费不断推进，供需主体数量会不断增加，适时也会开展集中竞价交易。

国内绿证、国际绿证、

绿电和碳市场价格对比

国内绿证。国内绿证按照1兆瓦时可再生能源电量对应1个绿证，根据中国绿色电力证书认购交易平台数据显示，2023年1~7月，无补贴的风电光伏项目绿证平均交易价格42元/张，交易价格集中在30~50元之间，有补贴的风电光伏项目绿证价格远高于无补贴项目。随着绿证核发范围的扩大，绿证供给会显著增加，绿证价格能否保持还要看国内绿证需求激发程度以及我国绿证在国际的认可度。

国际绿证。目前国内企业可以申请的国际绿证有两种，分别是APX TIGRs (Tradable Instrument for Global Renewables)绿证和国际可再生能源绿证（I-REC）。APX TIGRs仅针对无补贴项目进行核发，价格一般为25~30元/兆瓦时；I-REC从2023年1月1日起也仅针对中国无补贴可再生能源项目核发绿证，平均交易价格为水电2~3元/张、风电光伏5~6元/张。国内可再生能源项目是国际绿证的重要提供者，随着新政出台，国内项目原则上只能申请国内绿证，这对国际绿证市场会有一定影响，国际绿证供应者会减少，国际绿证价格可能会有所提高。

绿电交易。绿电交易本质是以绿色电力为标的物的电力中长期交易，其价格包含电能量价格和环境溢价。2022年，我国绿电交易电量227.8亿千瓦时，电价普遍高于当地中长期市场均价，环境溢价水平为20~105元/兆瓦时。由于市场主体存在“参与绿电交易才代表真正消费绿电”的误区，我国绿电交易自启动以来保持了较快发展水平，随着平价新能源项目的迅速增多，以及绿证的权威性、通用性进一步明确，绿电交易的环境溢价预计难以保持高水平，将与绿证价格趋于统一。

碳市场交易。全国碳排放市场自2021年建立以来，目前仅仅覆盖电力行业，CCER市场交易自从2017年暂停至今，有望年底重启。按照2022年度全国电网平均碳排放因子0.5703吨二氧化碳/兆瓦时，以8月4日全国碳市场排放配额平均价66元/吨计算，可再生能源碳减排收益为37.6元/兆瓦时。根据国际碳市场情况分析和国内“双碳”目标的推进，预计碳市场价格会进一步提高，可再生能源碳市场收益也会进一步增加。

从国内绿证、国际绿证、绿电交易和碳市场交易价格变化趋势来看，国内绿证和绿电交易价格将趋于统一，其价格将逐步由充分的市场供需决定；受政策影响国内可再生能源项目申领国际绿证会大幅受限，其价格将不再是影响可再生能源项目交易决策的主要因素；碳市场交易价格将与绿证绿电市场联系得更加紧密，预计随着配额收紧价格将进一步提高。

绿证交易存在的问题

一是相关配套政策暂不完善。国外绿证交易通常是作为可再生能源配额制的配套政策推出，如英国、澳大利亚和美国的部分州，售电公司必须保证获得一定比例的绿证，不足部分则需要缴纳罚款，这种绿证交易具有强制性。而我国目前还是实行按照省级行政区设定可再生能源电力消纳指标，一方面消纳责任没有落实到市场主体，市场用户没有意识也没有动力去消费绿色电力，导致绿证市场交易一直不活跃，处于有价无市的状态；另一方面从近几年全国各省消纳责任完成情况来看，大部分区域都能完成可再生能源消纳指标，强制配额机制的缺失导致宏观上绿证需求弹性较低。

二是部分政策执行细节尚未明确。此次政策是绿证交易的纲领性文件，但具体绿证交易规则和实施细则仍待制定，包括建立全国统一绿证市场、不同类型可再生能源项目绿证价格是否存在差异、绿证交易价格上下限设定、与其他相关市场衔接具体规定等，诸多细节需要后续进一步落实和完善，这些将是决定新政效果发挥如何的关键，同时应大力提升绿证宣传力度和全社会对绿色电力消费的意识，能源和经济绿色转型是全社会共同承担的责任。

三是绿证交易形式仍需丰富。价格需要通过充分竞争的市场来发现，市场的活跃需要交易的活跃，而目前绿证交易仅可通过绿证交易平台或随绿电交易同步完成，在绿证交易发展初期，由于绿证仅可交易一次，限制了绿证交易形式的多样性，可再生能源核发的绿证一旦交易就代表该绿证已经消费，随后就会进行认证，交易流通性的缺失严重影响交易活跃度，绿证无法通过二级市场进行买卖，购买者如果多购买了绿证无法再次转手，影响绿证购买者的积极性。

四是绿证交易还需伴随可再生能源全部进入市场。绿证交易是为了体现可再生能源的环境属性，要基于还原可再生能源的真正价值，需要推动可再生能源全部通过市场这个公平的舞台来体现。我国初期采用保量保价的消纳方式保障新能源的收益，随着新能源规模跨越式增长，所带来的电力系统消纳成本显著上升，真正还原可再生能源价值，一方面要体现其绿色属性，另一方面也要承担灵活调节成本，最终上网侧电价的构成应该包括电能量价格、系统运行费和环境价格。

发电企业如何应对绿证交易

加强宏观政策研究，积极应对绿证交易。一是主动参与绿证交易规则和相关技术标准及规范制定，深入研究绿证各个环节涉及的关键技术和内容，全面理解绿证交易的细则条款，结合发电企业实际运营情况，营造公平公正的政策环境。二是及时跟踪绿证新政的后续实施细则，积极组织可再生能源企业做好绿证申领的准备工作，了解并熟悉绿证核发流程，高度重视绿证新增的收益渠道，提前研究与碳市场等相关市场衔接，为可再生能源增量项目投资决策做好支撑。三是提高风险意识，随着绿证市场逐步体现绿色价值，可再生能源电能量价值和环境价值逐步解耦，虽然有了绿证收益加持，但会面临新能源全面入市后交易电价下行的可能，发电企业应统筹考虑电能量市场、绿证绿电市场和辅助服务市场，提升市场应对水平。

抓住绿色发展机遇，优化绿证交易策略。一是综合研判绿证及相关市场供需变化趋势，预测可再生能源绿色属性关联市场的价格波动，对比分析各市场收益情况，由于不能重复申领同属性凭证，环境价值目前只能在单一市场体现，因此需根据市场情况制定科学的交易策略。二是关注绿证有效期，这是绿证交易的重要影响因素，绿证认证时间是从电量生产自然月起两年内，对于绿证交易来说有效期还不到2年，发电企业应合理安排绿证交易的时间和顺序，避免出现绿证“过期”。三是加强电量统计及核对工作，绿证核发是针对已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量，但可交易绿证主要针对上网电量，发电企业特别是分布式、分散式项目应做好发电量、上网电量和自发自用电量等数据统计，加强与电网企业和交易机构的核对，避免审计风险。四是对于享受补贴的项目更需要综合衡量补贴资金延迟到位所带来的资金时间成本，对比绿证收益和补贴收入的真正效益，为其是否转为市场化项目提供决策依据。

引导绿电消费，推动绿证交易机制完善。一是发挥发电企业社会责任担当，带头开展绿色电力消费，营造全社会可再生能源电力消费氛围，引领提高绿色电力消费水平。二是推动绿色消费向强制配额制过渡，仅仅靠企业或个人难以促进绿证交易蓬勃发展，需要建立强制配额制落实绿证消费主体，保障绿证交易充分体现环境属性。三是推进丰富绿证交易平台和交易品种，研究提高绿证交易流动性，推动绿证由1次交易向多次交易过渡，扩大场内交易和场外交易平台，并引入金融交易品种（如绿证期货），不断丰富绿证交易场景，激发绿证交易市场活力。四是推动打通国内国际绿证互认，提升出口外向型企业的国内绿证购买积极性。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年08期，作者单位：中国能源研究会