国内外绿证、绿电发展情况及相关启示建议

国内外绿证、绿电发展情况及相关启示建议

（来源：中能传媒研究院 作者：韩继园）

2017年，我国试行绿证核发和自愿认购制度，国家对享受补贴的陆上风电和集中式光伏发电项目上网电量核发绿证，明确用户可通过购买绿证作为消费绿电的凭证，我国绿证制度开始施行。2021年我国开始绿电交易试点工作，通过以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证。绿证绿电制度对于促进绿色能源消费、鼓励绿色能源生产、推动能源绿色低碳转型具有重要意义，我国的绿证、绿电制度正在不断完善，绿证、绿电的交易量也在持续扩大。

为应对气候变化，欧盟、美国等发达经济体可持续发展意愿及低碳转型升级需求日益强烈，均将大力发展和应用绿电作为重要抓手。美国、欧洲等国家和地区绿证发展相对成熟，具有完善的追踪和监督系统，并得到了国际认可。未来，将有越来越多的环境保护措施作用于国际贸易，全球对绿色电力消费的共识正在不断加强，我国绿电消费如何进一步扩大并得到国际化应用显得愈加重要。

一、我国绿证、绿电发展情况

绿证、绿电体现了可再生能源的环境价值，绿证、绿电交易是绿色低碳消费的重要方式。购买绿证和绿电的区别在于，绿证交易更加灵活，可以实现电和证分离交易；绿电交易除了获得绿证外，同时还实际购买和消费了相应的电量。

（一）绿证发展情况

2017年1月，国家发展改革委、财政部、国家能源局三部门联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，标志着我国绿色电力证书制度正式试行。文件明确，可再生能源绿色电力证书交易制度是完善可再生能源支持政策和创新发展机制的重大举措，有利于促进清洁能源高效利用和降低国家财政资金的直接补贴强度，对凝聚社会共识、推动能源转型具有积极意义。绿证制度开始时期，核发范围为陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量。

但在自愿认购的制度安排下，企业缺乏购买绿证的积极性，导致前期绿证市场需求严重不足。

2019年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，从2020年1月1日起对各省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重进行监测评价和考核。文件明确各承担消纳责任的市场主体可通过购买绿证完成消纳责任权重。

截至2021年1月15日，中国绿色电力证书认购交易平台网站统计数据显示，我国累计核发风电和光伏绿证超过2.7亿张，但实际成交量不足4.2万张，仅占核发总量的约0.15%，绿证交易并未如预期的大幅增长。

2022年，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制，绿电消费政策体系更加完善。

2022年，绿证市场发展迎来转折，绿证核发和交易规模呈现出爆发式增长。据国家能源局数据，2022年全年，我国核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，较2021年增长135%；交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。

2023年7月，国家发展改革委、财政部、国家能源局印发《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》，放宽了绿证核发的门槛，对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现了绿证核发的全覆盖。

2023年12月13日，国家能源局召开绿证核发工作启动会，共计核发绿证1191万个，这是我国2023版绿证制度之后国家能源局首批核发绿证，涉及项目1168个、发电企业755家。

据国家能源局数据，2023年全年国内核发绿证预计达到1.76亿个，是2022年的7.8倍。

2024年4月，国家能源局综合司发布《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则（征求意见稿）》，进一步明确了绿证工作的职责分工、绿证账户、绿证核发、交易及划转、信息管理、绿证监管等方面工作要求。

为切实提升绿证核发效率，推动绿证核发全覆盖，6月26日，国家能源局发布《关于启用国家绿证核发交易系统的公告》，于6月30日正式启用国家绿证核发交易系统。系统建设过程中，国家能源局按照“核发统一、交易开放、信息透明”原则，不断提升系统建设成效，推动绿证核发交易“三全”（全覆盖、全协同、全透明）目标落地落实，有效促进绿证作用充分发挥，提升绿色低碳消费理念。

2024年上半年，国家能源局核发绿证4.86亿个，同比增长13倍。其中风力发电1.97亿个，常规水电1.02亿个，太阳能发电1.33亿个，生物质发电5435万个，其他可再生能源发电1.65万个。核发补贴项目绿证1.29亿个，核发无补贴项目绿证3.57亿个。

（二）绿电交易发展情况

2021年9月7日，国家发展改革委、国家能源局正式复函国家电网公司、南方电网公司，推动开展绿色电力交易试点工作。在国家发展改革委、国家能源局指导下，由国家电网公司、南方电网公司组织北京电力交易中心、广州电力交易中心具体开展交易。

绿电交易是在现有电力中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，并提供相应的绿色电力消费认证，目的是引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易。用户参与绿电交易可同时获得新能源电量和绿证。

绿证交易包括双边协商、挂牌、集中竞价三种方式。对双边协商交易，由买卖双方自主协商绿证交易数量和价格，并签订一次性划转协议，通过绿证交易平台完成绿证交割。对挂牌交易，卖方将绿证数量和价格相关信息在绿证交易平台挂牌，买方通过摘牌的方式完成绿证交易。对集中竞价交易，买卖双方通过绿证交易平台在截止时间前申报交易意向信息，以市场出清的方式确定绿证成交数量和价格。

之后，我国绿电交易政策体系持续完善，越来越多的企业参与绿电交易，绿电交易市场规模持续扩大，市场更为活跃。

据国家能源局数据，2023年全年绿电交易成交电量达611亿千瓦时，是2022年的10.5倍。据中国电力企业联合会信息，随着我国能源绿色低碳转型不断加速，绿色电力交易规模快速增长，今年前5月，我国绿色电力交易量超过1800亿千瓦时，同比增长327%。分行业看，绿色电力消费“大户”涵盖了能源、电信、石化、钢铁、互联网科技等多个领域，其中，能源、钢铁、互联网三个行业位居绿色电力消费前列，各类市场主体绿色电力消费意识正在逐步提升，绿电消费潜力得到进一步释放。

二、我国绿证绿电交易发展存在的问题

我国绿证绿电发展还处于初期的起步阶段，存在交易量偏低，市场建设、交易机制不完善，政策体系不健全，国际认可度有待提高等多方面问题。

（一）绿证绿电交易占比偏低，绿电消费市场有待激发

随着我国可再生能源装机容量和发电量不断攀升，实现绿证核发全覆盖后，我国将成为全球最大的绿证供应市场。然而，我国绿电消费尚处于初级阶段，绿电消费占比非常低。截至2023年12月31日，我国可再生能源年内发电量3万亿千瓦时，约占全社会用电量三分之一；风电光伏发电量已超过同期城乡居民生活用电量，占全社会用电量比重突破15%。而与此相对应，2023年，国家电网经营区完成绿电结算电量576亿千瓦时、绿证2364万张，南方区域绿电绿证交易电量95.3亿千瓦时。绿证、绿电交易市场发掘潜力巨大，绿电消费市场有待激发。（二）绿电消费认证标准体系及激励机制有待加强

目前，我国绿电消费社会认可度有待提高，尚未建立统一的绿电消费认证标准、标识体系和公示制度，企业认购绿证主要出于自身在使用绿色能源方面的社会责任与环保主张以及国际压力，难以充分调动各方积极性。我国绿电消费约束力也有待加强，虽然国家层面已出台一系列举措，如将绿证作为可再生能源电力消纳责任权重的补充方式、可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制等，但绿电交易与可再生能源消纳责任权重政策、绿色证书制度之间的衔接机制尚不完善，绿电市场与碳市场的协同机制尚未建立，绿电交易结果难以在能源“双控”、碳核查等领域得到应用。大多数电力用户对绿电交易仍持观望态度，亟需完善相关市场机制、出台激励政策，引导电力用户积极主动参与绿电交易。（三）绿电交易制度体系尚待完善

我国绿电交易尚处于试点探索阶段，现阶段绿电交易（证电合一）和绿证交易（证电分离）两类交易方式并存。

表 我国绿电交易特点

目前，我国绿电交易市场机制仍然不够健全，需要进一步完善市场规则和交易制度，提高市场的竞争性和透明度。尤其是需要完善绿电上网电价市场化机制和考核机制，增加用户参与绿电交易的途径等。另外值得一提的是，我国绿电资源与需求呈逆向分布，绿电供给仍以三北地区居多，而需求多分布在经济较发达的中东部地区，因此跨省跨区绿电交易需求不断增加，但实际上，由于绿电省间外送积极性不高、省间通道空间有限、交易机制复杂等多方面因素影响，跨省跨区绿电交易存在挑战。绿电跨省跨区“点对点”交易渠道还未完全建立，交易品种及合同周期的灵活性有待提升。

（四）国际互认、衔接碳市场等仍有阻碍

RE100倡议由气候集团与CDP（碳信息披露项目）合作发起，作为国际非营利组织We Mean Business联盟的一部分，旨在促进世界上最具影响力的企业承诺使用100%的可再生电力，几乎是国际供应链认可可再生能源使用的“黄金标准”。中国绿证仅被RE100有条件承认，RE100要求使用中国绿证的企业还需另外提交可信声明，声明绿证拥有全部的环境属性。其主要原因在于绿证环境属性归属不明确。RE100认为环境属性可能会重复开发，包括超额的可再生能源消纳以及在核证自愿减排量（CCER）中的重复等。我国绿证环境价值的界定标准与核算机制尚需完善。

和工业化国家不同，发展中国家的可再生能源发电产生的环境效益可在多个机制下被开发，比如国际、国内和地方性的自愿减排项目，以及绿证绿电，从而导致环境属性存在被重复计算的可能性，这也是RE100对使用中国绿证附加诸多条件的一个主要理由。

绿证与可再生能源电力消纳责任权重、能耗“双控”、碳市场等机制的衔接有待理顺。绿证抵扣电力消纳责任权重、能耗时需做好数据统计，避免绿色环境价值重复计算。绿证如何纳入地方、行业企业、公共机构、重点产品碳排放核算、如何核算不同应用场景中扣除绿证的修正电网排放因子、绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排机制的功能边界和衔接机制仍然有待完善。

三、国际绿证发展情况

国外一些地区和国家绿电市场建设较成熟，建立了系统完善的政策体系。欧美构建了较完善的绿色电力市场机制，在强制市场或自愿市场中，市场主体均可通过多样灵活的方式进行绿色电力消费。此外，国外还建立了成熟的绿色电力证书全生命周期管理机制，绿证签发、划转、注销全流程均可追溯。欧洲、美国等国家推行绿证都早于我国，还有国际组织发起的国际绿色电力证书，例如I-REC和APX-Tigr等，都得到了国际认可，成为跨国企业购买绿电进行零碳声明的可靠工具。

（一）美国绿证

美国绿证的出现最早可以追溯到上世纪90年代，美国绿电和绿证市场的成熟交易体系，离不开各州政府对可再生能源的政策推动及市场主体的积极参与。自上世纪90年代起，美国各州纷纷实施可再生能源配额政策（RPS），强制要求电力供应商在一定期限内达到特定比例的可再生能源供电量。这一政策的实施，不仅确保了可再生能源在电力供应中的占比，也为绿电和绿证市场的兴起提供了坚实的基础。

截至2023年6月，美国共有29个州、华盛顿特区和3个海外领地实施了RPS，其覆盖的售电主体占美国总电力零售商的58%；其中有12个州要求当地的售电企业在2050年前，必须实现所销售的电力完全来自于可再生能源。为了降低企业的履约成本，部分州允许企业以更灵活的方式，即购买非捆绑绿证（即单独购买REC），以实现其在RPS下的目标。

美国的绿证交易分为自愿和履约市场两种。美国劳伦斯伯克利国家实验室的研究结果表明，2000—2022年，美国新增非水电可再生能源发电量中有44%以上是由RPS政策直接带来的，特别是在可再生能源发展的早期，RPS政策的影响幅度高达70%。美国可再生能源配额政策对美国绿证市场的发展起到了重要的推动作用。

（二）欧洲绿证

欧洲于2001年推出通用的绿证机制（Guarantees of Origins），是欧盟可再生能源法令（Renewable Energy Directive）中的一项措施，主要目的是为境内电力终端用户提供其使用可再生能源电力的证明，并不用于直接推动成员国实现绿电生产或者消费的目标。因此，在欧洲，绿证的签发及交易是和电力市场相分离的。

AIB（Association of Issuing Bodies）负责欧洲绿证的统筹管理，负责开发、建立及运行全欧洲统一的能源证书系统（EECS），以保证欧洲绿证能在所有成员国间交易。欧洲绿证的有效期为12个月，如果未在有效期内注销，则证书过期。和美国类似，每一个欧洲绿证都有唯一的标识号，必须包含发电设施的基本信息，包括发电设施的位置和类型，是否获得投资支持，是否获得政府补贴，证书的签发日期和国家，以及设施开始运行的日期。

欧盟没有强制性要求公用事业公司购买绿证，但鼓励企业和个人自愿购买绿证来支持欧洲碳中和目标。欧盟各国之间也存在不同程度的政策支持或激励措施来促进绿证市场发展。欧盟绿证的价格受到供需、技术、地理位置等因素影响，不同类型和来源的绿证之间存在较大差异。根据欧洲绿证发行机构AIB发布的数据，欧盟绿证的成交量在过去十年中呈现稳定增长态势。

（三）国际组织发起的绿证

I-REC（INTERNATIONAL RENEWABLE ENERCY CERTIFICATE）是由总部位于荷兰的非盈利基金会I-REC标准（I-REC Standard）负责签发的一种可在全球范内交易的国际通用绿证。由于该证书被碳披露组织RE100接受和认可，是目标认可度最高的绿证之一，被世界知名大企业购买用于抵消自己的非绿电消耗排放。一个I-REC相当于一兆瓦时的电力。目前已有多家国内可再生能源企业成功获得I-REC签发并通过交易获益。

总部在美国的APX机构创办了可进行绿证注册、溯源、交易的在线平台，该平台开发的绿证分为两种：北美地区的绿证称为NAR（North American Renewables Registry），北美之外的称为Tigrs（Tradable Instrument for Global Renewables）。APX Tigrs与 I-REC一样，是一种可在世界范围内（除北美外）进行核发和交易的国际绿证。一个Tigrs相当于一兆瓦时的电力。

I-REC和APX-Tigr各自都拥有独立的系统，追踪绿证签发、转让和注销。证书中须包含的基本信息有电力的生产地点、生产设施和能源类型；此外，I-REC和APX-Tigr还授权了多家机构作为不同地区绿证的签发机构。为了避免绿色属性的重复计算，目前I-REC和APX-Tigr不接受来自北美和欧洲电网的可再生能源发电机组（风、光、水、可再生热力等），以及有补贴的项目的申请。尽管国际绿证没有设定有效期，但多数企业会按照“21个月原则”，即企业当年财务报告期的12个月，向前追溯6个月和后延3个月。也就是说，如果企业要为2023财年的外购电力排放购买绿证，签发时期应为2022年7月至2024年3月。

四、促进绿电消费的相关建议

为了加快推进我国绿电、绿证市场建设，逐步扩大绿电交易规模，提高我国绿证国际认可度，在充分借鉴国际上绿证发展经验基础上，结合我国绿证绿电发展的实际情况，提出以下建议。

（一）营造绿电消费环境，积极培育绿色电力消费市场

绿电消费是促进可再生能源开发利用、推动能源绿色低碳转型、助力实现碳达峰碳中和的重要举措。我国需激发绿电消费需求，不断扩大绿电交易市场规模。加强绿电消费约束力并推出更多的激励机制。正如美国绿证市场发展，可再生能源配额政策对促进绿证消费起到了较大的推动作用，尤其是市场启动初期，我国绿电消费需增加更多刚性约束力。加快建立基于绿证的绿电消费认证标准、标识体系和公示制度，强化绿电环境价值体现，扩大社会认可度，形成绿电消费对企业的利好效应。推动以绿证为凭证计量可再生能源消费量，加快推动绿证作为可再生能源电力消纳责任权重的补充方式、可再生能源消费不纳入能源消耗总量等应用场景落地，构建用能主体主动消费的市场环境。

（二）加快绿电、绿证市场建设，完善交易机制

进一步建立健全跨省跨区绿电交易机制，并行推动绿电就近消纳及跨省跨区域绿电交易，构建并完善全国统一市场体系下的绿电交易价格机制和绿电追踪配套机制。完善绿证全生命周期管理，推动绿证在更大范围应用。加强绿电与常规电力市场衔接，尤其是加强绿电交易与常规电力中长期交易衔接，探索绿电交易与电力现货市场有序协调。健全新型主体参与绿电市场路径，如虚拟电厂、储能、电动汽车（V2G）、分布式新能源等新型市场主体。

（三）完善我国绿色低碳政策体系建设，提高绿证国际认可度

完善我国绿色低碳政策体系建设，做好绿电交易与可再生能源消纳责任权重、能耗“双控”、碳排放等机制有序衔接，使绿色低碳政策更具系统性，形成政策合力。这需要能源绿色低碳转型政策的顶层设计和多系统的联通与协同发展。政策完善后亦可避免环境权益重复计算问题，从而提高我国绿证的国际认可度。还需进一步完善绿证相关配套机制，提高绿证产业链市场成熟度，加强绿证全环节监管与惩罚机制建设。积极参与国际绿证标准研究和国际互认体系建设，加强与相关国际组织的沟通、交流与合作，便于增进国际了解与认同。

五、结语

在全球应对气候变化、推动绿色低碳转型的大背景下，绿电和绿证作为可再生能源消费的重要凭证，将在世界能源发展中发挥越来越重要的作用。未来，将有越来越多的企业、政府、社会组织及个人等加入到绿电和绿证的交易中，推动清洁能源的快速发展和绿色低碳转型的实现。

我国可再生能源装机和发电规模庞大，是全球工业生产大国，绿电绿证开发交易和消费潜力巨大。如果绿电绿证国际认可度实现突破，将彻底激发国内制造业企业的绿电绿证消费需求，推动更多企业实现100%使用绿色电力，从而为完善我国绿色供应链、提高我国绿色产业国际竞争力奠定基础。