近期我国绿证绿电市场政策浅析

党的二十届三中全会提出健全绿色低碳发展机制，加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施，为加快能源行业发展方式绿色转型指明了方向。绿证绿电市场是健全绿色低碳发展机制的重要环节，近期国家层面连续印发多份相关政策文件，对于提升绿证绿电市场需求，引导电力企业绿色低碳高质量发展具有重要意义。本文分析了近期绿证绿电市场政策的影响，并提出了相关建议。

（来源：微信公众号“能源及电力市场研究”）

作者介绍：

刘洋，供职于三峡集团电力市场研究中心

范晨凯，供职于三峡集团电力市场研究中心

张玉丽，供职于三峡集团科学技术研究院

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近期绿证绿电市场政策形势

可再生能源电力消纳责任权重较往年显著提升，非水电消纳责任权重最高达30%

8月2日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于2024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〔2024〕598号）。文件显示，2024年各省总量消纳责任权重较2023年平均增加约3个百分点，与往年1个多百分点的增幅相比有大幅提升，其中，辽宁、吉林、黑龙江、江西、河南、湖北、宁夏提高6个百分点以上。各省非水电消纳责任权重平均增加近4个百分点，其中，吉林、黑龙江、河南、湖南、甘肃、海南的增幅较大，提高6个百分点以上。吉林、黑龙江、青海、宁夏的非水电消纳责任权重最高，均为30%；上海、重庆、四川、广东的非水电消纳责任权重较低，位于8%-9.5%之间。

2024年下达的非水电消纳责任权重大幅提升，一是将推动各省大规模增购新能源电量，根据各省2023年用电规模测算，预计山东将增购300亿千瓦时以上，河北、河南、江苏、内蒙古将增购200亿千瓦时以上，山西、辽宁、安徽、湖北、湖南、广东将增购100亿千瓦时以上；二是促进各省（区、市）保持对风电、光伏产业的支持力度，持续增加新增并网规模；三是激励青海、甘肃等新能源限电较为严重地区优化电网结构、精细化市场交易、增加灵活调节资源，促进新能源消纳持续改善，相关区域内新能源消纳压力有望得到缓解，但同时入市节奏将加快，市场化电量比例提高将增加新能源降价风险，新能源项目面临“增量不增收”的风险加剧。

首次明确特定行业绿电消费比例目标，最高比重达70%

2024年可再生能源电力消纳责任权重设置电解铝行业绿电消费比例目标，是国内明确用户侧主体绿电绿证消纳责任的首次尝试。列入清单企业，按其年用电量和国家下达的绿色电力消费比例核算应达到的绿电消费量，以持有的绿证核算完成情况。各省设定的比例存在显著差异，四川、青海、云南三省的电解铝行业绿电消费比例最高，均达70%；山东、新疆、海南较低，处于21%-23.6%之间；其余省（区、市）基本达到25%以上。

电解铝属于高耗能行业，其用电量约占全社会用电总量的6%，明确其绿电消费比例有助于显著提升绿色电力市场需求，将为后续进一步落实其他重点用能行业的绿电消纳责任机制提供重要经验。政策规定以持有的绿证核算电解铝行业绿电消费完成情况，意味着企业既可以参与绿电交易，也可以通过购买单独的绿证完成目标。

长期以来，我国大部分省（区、市）并未将可再生能源消纳责任权重落实到终端用户，缺乏对电力用户开展绿证绿电消费的刚性约束，导致绿证绿电市场供需矛盾突出，一方面交易规模较小。2024年1-8月，绿证交易量约2.1亿个，尽管同比大幅增长，但对应电量仅占同期全国非水可再生能源发电量的16%。另一方面市场价格下行。2023年国内平价新能源项目绿证均价约30元，截至2024年9月，该价格已下滑至每个约5元，其中生产日期为2023年的绿证当前售价不超过每个3元。将可再生能源电力消纳责任权重落实到消纳责任主体有利于进一步完善我国绿证绿电消费体系，形成稳定增长的绿证消费群体，刺激绿证需求增长，缓解绿证绿电市场价格下行压力。

绿证与CCER衔接机制明确，海风、光热发电项目面临二选一

9月11日，国家能源局综合司、生态环境部办公厅发布《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》（国能综通新能〔2024〕124号）。文件提出，避免可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益。对于深远海海上风电、光热发电项目，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请CCER；拟申请CCER的，在完成自愿减排项目审定和登记后，由国家能源局资质中心“冻结”计入期内未交易绿证；在完成减排量核查和登记后，由国家能源局资质中心注销减排量对应的未交易绿证。

2017-2023年期间，国内CCER项目及减排量备案申请暂停，绿证成为新能源项目兑现自身环境价值的主要渠道。CCER市场重启后，纳入首批新方法学的海上风电及光热发电项目需在开发CCER和绿证之间作出选择，开发成本、市场收益、市场前景是发电企业的主要考虑因素。

开发成本方面，当前国内绿证核发、交易均无需费用，且开发周期较短，可再生能源项目在完成建档立卡后，即可根据电网企业、电力交易机构提供的数据按月获取绿证。CCER开发周期较长，包含项目文件设计、审定、备案、核查等多个环节，通常需要5个月以上的时间，审定、核查等环节需委托第三方认证机构开展，新能源类的项目开发费用约30-50万元，后续减排量核查还需支付额外的费用。

市场收益方面，绿证考虑单独交易及“证电合一”交易（即绿电交易）两种情况，其中单独交易价格目前下行压力大，均价已降至每个5元左右，即每兆瓦时收益为5元；绿电交易的度电环境价值相对较高，平均较燃煤基准电价高约4分，即每兆瓦时收益为40元（各省绿电环境价值差别较大，部分地区每兆瓦时收益10-20元，江苏等地可达60元以上）。?CCER可用于一定比例的碳排放配额抵消，其价格可参考全国碳市场交易价格，根据复旦大学发布的最新CCER价格指数，约为每吨98元，为便于比较，需将该价格转换为单位电量收益，转换后每兆瓦时电量收益根据地区不同约为30-60元（见表2）。

市场前景方面，当前绿证成交量比例不高，绿电供需错配现象严重，“三北”地区绿电消纳能力不足，东部地区绿电需求强烈，但随着新增新能源装机规模的不断上升，江苏等绿电需求较为旺盛省区的绿电交易正逐渐从卖方市场转向买方市场，市场竞争愈加激烈，考虑未来可再生能源消纳责任权重将逐步落实到终端用户，绿证成交量及价格的提升有望获得支撑。CCER短期内的市场需求较为旺盛，且水泥、钢铁、电解铝行业近期将纳入全国碳排放权交易市场，随着市场扩容，CCER价格有望随碳价进一步走高。

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对于发电企业的相关建议

（一）合理评估不同地区项目CCER及绿证收益，因地制宜选择开发方案

从当前市场情况看，单独绿证交易的需求量较小，且单位电量收益较绿电及CCER小一个量级；绿电交易的需求量中等，华东部分地区单位电量收益略高于CCER，发电企业在相关区域中若能获得长期稳定的绿电合同，且绿电交易电量占总发电量比重较高，则可以考虑优先开发绿证；CCER的市场需求量较为旺盛，大部分地区均较绿电绿证有价格优势，其中华北、东北、西北区域电网的单位电量收益较高，尽管具有一定的前期开发成本，但其对单位电量收益的影响较小。

（二）加强绿电绿证及碳资产交易管理，培育收益增长点

当前绿证绿电市场行情变化较快、竞争压力大、交易时效性要求高，特别是对于绿证交易，其不受地域及物理限制，需及时了解各地市场情况及用户需求，精准把握交易窗口期。建议发电企业增强企业内部各地相关资源的协调与信息共享，强化市场跟踪、策略制定、现场报价和后期复盘全过程管理，加强制度建设，提高交易合规性，增强管理效力，优化营销流程，平衡时效要求及交易风险之间的关系，增强电能绿色价值兑现能力。

（三）动态跟踪各省消纳责任权重完成情况，积极拓展重点用能单位客户资源

可再生能源消纳责任权重不断增加将提升各省任务完成难度。随着各省新能源并网规模的逐步增加，时段性弃电与高峰时段发电能力短缺之间的矛盾将愈发显著。建议发电企业密切跟踪青海、宁夏、甘肃等非水电消纳责任权重较高及增幅较大省（区、市）的消纳责任权重完成情况，寻求跨省跨区绿电交易机会，提升项目收益；关注内蒙古?、?新疆?、?云南?、?山东等电解铝行业规模较大、绿电消费比例目标较高地区，及时开展用户对接，为绿电绿证营销积累用户资源。?另外，政策趋势表明，未来钢铁、石化化工、建材等重点用能单位均可能纳入强制绿电消费范围，建议积极拓展相应类型的用户，寻求扩大绿证绿电销售规模的机会。