绿证市场仍待“飘红”

通过市场化方式兑现清洁能源的环境价值，以激励和引导社会加大投入发展新能源产业，推动能源绿色低碳转型，是实施绿证制度、开展绿电交易的初衷。

2024年，针对绿电绿证市场需求不足、环境溢价不高等问题，我国推出一系列政策举措，绿证核发实现全覆盖，绿证绿电交易市场更趋活跃，前11个月全国绿电绿证交易总量即已达到2023年全年的3.33倍。然而即便如此，仍有大量可再生能源电量难以通过市场方式为投资方带来环境溢价，这与当前市场环境下化石能源尚未对其高碳属性进行“埋单”不无关系。

01

政策频出——为活跃绿电绿证市场提供坚实保障

自我国推出绿电、绿证制度以来，绿电绿证交易市场总体向好，初步推动全社会形成较好的绿电消费意识，但与此同时，交易不够活跃等问题也一直困扰着能源向绿转型的进程。

“实施绿证等促进绿色能源消费、支持绿色低碳技术创新的激励约束制度。”在2024年8月29日举办的《中国的能源转型》白皮书发布会上，国家能源局披露了有关信息。

进一步繁荣绿电绿证市场，无疑需要加大政策措施力度。

早在2023年7月，三部门便联合印发《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》（简称“1044号文”），明确了绿证的权威性、唯一性和通用性，并拓展了其应用场景。在明确由国家能源局负责相关管理工作之后，当年12月13日，国家能源局又完成首批绿证的核发。

至此，可再生能源绿色电力证书核发实现了全覆盖，有效增加了市场上的绿电供给，为进一步发展绿电和绿证交易市场打下坚实基础。

进入2024年，一系列政策措施又接踵而至，进一步搅动绿电绿证等环境权益交易市场走向活跃。

2024年6月30日，国家绿证核发交易系统正式上线运行。截至目前，该系统已为绿证核发交易主体建立唯一绿证账户11.2万余个，汇集可再生能源发电项目建档立卡数据8.3万余条。“国家能源局充分利用信息化、数字化技术，完成国家绿证核发交易系统核心功能开发。”2024年7月31日，在国家能源局2024年上半年新闻发布会上，电力业务资质管理中心副主任陈静介绍，国家绿证核发交易系统通过建立一个账户、汇集两类数据、贯通三个环节，切实提升了绿证核发质效。

2024年1月，三部门联合印发的《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》明确，将绿证作为可再生能源电力消费基础凭证，加强绿证与能耗双控政策的有效衔接，将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算，大力促进非化石能源消费。

“研究将一批符合条件的重大项目纳入‘十四五’能耗单列范围，鼓励地方通过购买绿电绿证增加可再生能源消费。”在2024年10月8日举行的国新办新闻发布会上，国家发展改革委主任郑栅洁在介绍“系统落实一揽子增量政策，扎实推动经济向上结构向优、发展态势持续向好”有关情况时作出上述表示。

2024年5月，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，提出加强绿证交易与节能降碳政策衔接。同年8月12日，《中共中央、国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》也提出，完善绿色电力证书交易制度，加强绿电、绿证、碳交易等市场化机制的政策协同。

上述政策的出台，对于加强相关政策衔接、拓展绿证应用场景、刺激绿证消费需求同样发挥了重要作用。

不仅如此，为进一步规范绿证核发交易行为以及绿电交易等行为，2024年4月和8月，国家能源局先后印发《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章（征求意见稿）》和《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，补充确定了绿电交易相关的体系规则，明确了绿证核发、交易工作的职责分工、账户管理、绿证核发、绿证交易及划转、绿证核销、信息管理及监管等方面的具体要求，有助于充分体现可再生能源项目绿色环境价值，更好培育绿证绿电交易市场。

系列政策举措的频频出台，为活跃绿电绿证市场打下坚实基础。

02

量增价跌——市场趋于活跃但拉动作用仍显不足

在诸多政策措施驱动下，进入2024年，全国绿电绿证市场迎来爆发。根据国家能源局发布的月度数据计算，前11个月，全国完成绿证交易3.33亿张，其中直接交易1.85亿张、随绿电交易1.48亿张。前11个月绿证交易总量即已达到2023年全年的3.33倍。

从买卖双方来看可谓购销两旺。国家能源局发布的数据显示，2024年1—6月，参与绿证绿电交易的买方企业和个人主体达到3.9万个，同比增长4倍，交易绿证1.6亿个，同比增长6倍。而排名靠前的卖方企业主要分布在吉林、内蒙古、四川、黑龙江、山西、宁夏、甘肃等省份。陈静介绍，2024年上半年购买绿证最多的企业买入绿证810万张，售出最多的企业卖出绿证227万张。

分区域看，绿证绿电交易同样活跃。

在国家电网公司经营区域，2024年上半年结算绿电607亿千瓦时，成交绿证5707万张。分省来看，浙江省全年成交绿电109.60亿千瓦时，同比增长40.7%；直接交易绿证5336万张。天津市全年交易绿电72.89亿千瓦时，同比增长298%。前9个月，辽宁绿电市场成交电量124.8亿千瓦时，比2023年全年增长173%；同期完成绿证交易44.78万张。

在南方电网公司经营区域，2024年南方五省区绿电绿证交易量达到903.6亿千瓦时，同比增长超850%。其中，绿电交易220.7亿千瓦时，同比增长157%；直接交易绿证6829万张，同比增长72倍。参与市场交易的主体数量超9000家。

在内蒙古电力公司经营区域，截至2024年9月底，蒙西区域共有630家新能源发电企业和1158家用电企业参与绿电交易。前9个月，当地多边交易市场累计绿电交易结算电量540亿千瓦时。

从跨省跨区交易看，自2024年7月以来，华东区域月度绿电集中竞价交易实现连续运行。截至10月17日，华东区域2024年跨省绿电交易电量超过1.5亿千瓦时。2024年前8个月，上海共开展省间绿电交易161笔，助力企业购得绿电近50亿千瓦时、绿证突破2000万张。

然而，绿电绿证交易量大增背后，却是价格的“断崖式”下跌。根据记者了解到的数据，2024年年中的绿证价格较年初出现大幅下跌。进入5月，绿证单价多次跌破1元关口，最低价甚至不足0.1元，这意味着度电环境溢价还不足1厘。以2024年“五一”假期为例，全国绿证单价在0.82元至6.04元之间波动，与2023年同期相比降幅惊人。从电力交易大省广东看，2024年该省绿证成交均价为10.38元/兆瓦时，与2023年相比甚过腰斩。

找寻绿证价格不够理想的原因，市场供需失衡或许最能说明问题。可再生能源装机容量的不断增加，加之绿证核发实现全覆盖，导致市场上的绿证严重供过于求。根据国家能源局公布的数据测算，2024年前11个月，全国核发绿证45.39亿张，而通过参加绿证或绿电交易成交的只有3.33亿张。

同时，《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》又为绿证设定了2年的有效期，这就迫使那些即将到期的绿证被急于抛售，进一步限制了卖方的议价能力。

“目前中国绿电绿证市场处于多种机制同时存在且相互交织的情况，交易规模和效率都有待提高。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，应加强绿电绿证与碳足迹管理衔接，进一步压实可再生能源消纳责任权重，推动更多主体主动参与可再生能源电力消纳，提高绿电绿证市场交易的活跃度。

“培育和建设绿电绿证市场是一项系统工程，需要全方位施策。除了制定政策引导企业行为之外，还需要更多聚焦‘人’的因素。”一位业内人士表示，应该进一步加强鼓励引导，大力培育全社会的生态环保意识，使之愿意消费绿色能源、为改善生态环境埋单。

03

完善市场——既能为绿色获益也要为高碳埋单

实施绿电交易和绿证制度，其核心目的还是为了还原可再生能源的绿色属性，通过市场化手段实现其环境价值，用以弥补可再生能源在成为电量主体之前的成本劣势，促进行业产业的健康可持续发展。

然而，如果可再生能源的环境价值不能得到社会的充分认可，或者说绿证的成交价格过低，最终还是会阻碍相关产业的发展，并影响到能源行业的绿色转型。

众所周知，由于出力的随机性，可再生能源很难做到“源随荷动”。在新型电力系统中，发用双方无法取得实时平衡，中间必须经过“储”这一环节将电量进行“时移”，才能保证双方实现非实时匹配，这也充分体现出储能等灵活性资源之于新型电力系统的重要性。

然而目前来看，作为储能“主力军”的新型储能还难以担当大任。中国工程院院士刘吉臻认为，随着新能源与储能配套规模的扩大，“建而不用”问题愈加明显，新型储能设备的利用率普遍较低，根本原因在于其高昂的成本。以市场上较为成熟的磷酸铁锂电池为例，其度电成本为0.62元/千瓦时—0.82元/千瓦时，是抽水蓄能成本的3倍。

由于算不过来经济账，所以当前的电力市场设计也未能充分考虑新型储能，有的地方根本就没有将新型储能纳入市场；有的地方尽管允许新型储能入市，但并没有为之提供适合的交易机制。

储能建而不用，其本身成本高昂固然算一个原因，但是相对传统电力系统的“发输配”而言，在新型电力系统中电能很可能要经过“发储输配”才能到达用户侧，按理说，既然新增了“储能”和“调节”成本，终端价格被相应推高也属必然，然而当前电力市场的价格仍然锚定于煤电之上，在保持电价相对稳定的前提下，还没有为储能等灵活性资源提供足够的市场空间。

由于缺乏市场激励，储能等灵活性资源投入便显得不足，这又反过来制约了可再生能源的消纳。据介绍，自2024年年初以来，全国范围内分布式光伏“接入容量为0”的“红区”逐渐扩散。造成分布式光伏接入受限的原因固然有很多，但是灵活性调节性资源不足应该算是重要原因之一。

“一方面发展可再生能源需要灵活性资源的支撑；而另一方面又没有给予灵活性资源以足够的市场发展空间。”一位长期关注能源市场的人士认为，要摆脱这样的困境，就必须完善市场机制，既让可再生能源为“任性出力”担负成本，也使其能因“低碳属性”而获得收益。

在新型电力系统中，辅助服务市场的地位需要进一步提升。“必须要做大辅助服务市场，让出力不够灵活的可再生能源承担更多的成本。”上述人士接着表示，“而可再生能源在电力市场上的‘损失’，应该通过绿电绿证市场再找补回来。”

可眼下的问题是绿证价格不断走低，根本无法支撑可再生能源通过兑现“环境价值”来弥补“系统成本”。

事实上，可再生能源的“环境溢价”不足，根本原因在于化石能源并未承担足够的“环境成本”，也就是说煤电等还没有真正地为高碳排放埋单，表现为部分碳指标免费获得、碳价较低等等。理论上讲，绿证价格与碳价应该是正相关的。

“目前，仍缺乏确定绿电零碳属性的官方文件和核算方法，导致电力消费的碳排放核算不能体现出绿电的零碳属性。”林伯强认为。其实，这也是业界极力呼吁“电碳协同”“电碳市场衔接”的根本原因。

下一步，应紧扣不同类别能源的特性来设计市场和市场组合，使各类能源既可通过“优势”获益，也要为“劣势”埋单。这样一来，能源领域的绿色价值自然能够得到进一步体现，从而为大力发展可再生能源、推动能源绿色低碳转型提供有力支撑。