新能源配储核发绿证相关问题及对策研究

绿证作为可再生能源电力消费凭证，用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等，1个绿证对应1000千瓦时可再生能源电量。国家发展改革委、财政部、国家能源局《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）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。并规定如表1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，实现绿证核发全覆盖，但并未对储存新能源的储能设施核发绿证作出具体规定说明。

储能设施核发绿证情景分析

2025年3月26日，国家能源局综合司印发《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）（征求意见稿）》（以下简称《细则》），该文件对绿证管理相关的责任分工、账户管理、证书核发、证书划转、证书核销、异议处理、信息管理、证书监督等方面制定了具体的实施方案，并向社会公开征求意见。该文件提出，配备储能设施的可再生能源发电项目，储能设施放电电量不核发绿证。项目应对储能设施充放电量单独计量，现阶段未配置独立计量装置的，按项目上网电量扣减下网电量的原则核发绿证。

储能按照技术类型可以分为化学储能、电化学储能、热（冷）储能、物理储能（机械储能）和电磁储能。抽水蓄能属于物理储能。新型储能技术可以按照图1进行划分，其中化学储能包括氢储能、氨储能等技术，电化学储能包括锂离子、钠离子、液流电池等技术，热（冷）储能包括熔盐、热水、冰蓄冷等技术，物理储能（机械储能）包括飞轮、重力、压缩空气等技术，电磁储能包括超导、超级电容器等技术。

不同储能技术的技术路线不同，充放电综合效率也不相同，充放电综合效率为考虑损耗后放电量和充电量的比值，反映储能技术存储能源的效率，表2给出了典型储能技术的充放电综合效率。从表2可以看出，不同储能技术的充放电综合效率差异较大，在30%到97%之间。

储能按照应用场景可分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能。其中电源侧储能可以细分为火电配置储能和新能源配置储能，用户侧储能主要是户用储能和工商业储能。

火电配置储能主要用于辅助调频，不涉及新能源。电网侧储能充放电量来自电网，既有化石能源电量又有可再生能源电量，其中的可再生能源电量已核发过绿证，无需重复核发。用户侧储能中独立的户用储能和工商业储能的情况与电网侧储能相同。因此，这些情形均不涉及绿证核发。

电源侧新能源配储和用户侧分布式新能源配储这两种应用情景下，由于涉及新能源发电在上送大电网之前，有一部分先送入储能，然后再送入大电网的情况，需要研究讨论相关的绿证核发机制。这两种情形下绿证核发的本质就是要研究将新能源发电和储能设施看作一个整体后，向大电网上送的该组合设施自身生产的新能源。

电源侧新能源配储核发绿证情景分析

图2展示了电源侧新能源配储与大电网交互的电力流，研究边界是新能源和储能结合的组合设施，新能源发出的电力直接送上电网或者流入储能设施，大电网下网电力流入储能设施，储能设施放电送上电网。

新能源和储能设施共同向电网上送功率Pout，t，从电网下电功率Pin，t，储能设施充电功率Pch，t，放电功率Pdis，t，充电效率ηch，放电效率ηdis，充放电综合效率η＝ηch·ηdis。

电源侧新能源配储组合设施向大电网上送的新能源电量就是应核发绿证的电量，包含新能源发电设施发出直接上网的电量和先经过储能设施储存再上网的电量。考虑到储能设施充放电的损耗，上述应核发绿证的电量就是新能源总发电量减去新能源发电中经过储能充电储存后损耗的电量。

在图2中节点E考虑T周期内电量平衡，即流入和流出节点E的电量相等，Qnew，T＋Qin，T＋Qdis，T＝Qout，T＋Qch，T。考虑T周期内储能设施储存的能量回到初始状态，即T周期内储能设施充入的电量全部放出，t＝T时刻存储的能量等于t＝0时刻存储的能量。考虑储能损耗，有Qdis，T＝Qch，T·η。

实际储能的充电电量包含两部分，一部分是新能源所发用于储能充电的充电电量Qnew（ch），T，一部分是大电网下电用于储能充电的充电电量Qin（ch），T，由图3中的两种充电模式下的电力流可以发现，从大电网下电仅能用于储能充电，即大电网下电功率Pin，t等于大电网下电用于储能充电的功率Pin（ch），t，因此大电网下电用于储能充电的充电电量就等于大电网下电电量Qin（ch），T＝Qin，T。

对于节点E，综合考虑上面的关系可以得到（Qout，T－Qin，T·η）＝Qnew，T－Qnew（ch），T·（1－η）。等式右边是新能源总发电量减去新能源发电中经过储能储存后损耗的电量，即组合设施中应核发绿证的新能源电量。而等式左边是总上网电量减去下网电量乘以储能设施的综合效率，即Qout，T－η·Qin，T就是T周期内应给新能源和储能组合设施核发绿证的数量Lnew，T，上网电量考虑核发绿证为可交易绿证。

如上文所述，储能技术的充放电综合效率在30%到97%之间，若不考虑储能设施充放电综合效率，直接按新能源储能组合设施上网电量扣减下网电量的原则核发绿证，核发的绿证将小于新能源储能组合设施实际上送电网的新能源电量，相当于多扣减了下网电量的储能损耗部分。但考虑到一是当前单独核定每个储能设施的充放电综合效率成本较高，二是当前抽水蓄能、压缩空气储能主要是电网侧储能，不涉及核发绿证，新能源配储以磷酸铁锂电池储能为主，平均充放电综合效率为90%，相当于多扣减10%下网电量的新能源实际上网电量，多扣减量不大，所以目前直接按上网电量扣减下网电量的原则核发绿证也是合乎现实情况的。

未来随着氢储能（平均效率约40%）、全钒液流电池（平均效率约70%）、钠离子电池（平均效率约80%）等储能技术在电源侧应用的增加，以及储能设施充放电综合效率核定成本的下降，有必要考虑更加精细化的新能源储能组合设施绿证核发办法，即按照总上网电量减去下网电量乘以储能设施的综合效率精确核发绿证。

用户侧新能源配储核发绿证情景分析

用户侧新能源配储主要是分布式光伏和分散式风电项目配储，以分布式光伏配储为例，根据国家能源局2025年1月印发的《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号），分布式光伏发电分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业4种类型，分布式光伏上网模式包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网3种，具体如表3。

（一）自发自用模式

《细则》提出，对于源网荷储、风光制氢（氨/醇）、燃煤自备电厂可再生能源替代等包含多种发电类型、储能装置的一体化项目，项目业主应委托电网企业或其他法定计量检定机构为其不同的可再生能源发电设施单独装表计量。上述4种分布式光伏配储在自发自用模式下，可以看作多种发电类型、储能装置的一体化项目，对可再生能源发电设施单独装表计量，核发不可交易绿证。

（二）全额上网模式

自然人和非自然人户用分布式光伏配储情况下，全额上网模式等同于电源侧新能源配储的情况，应按照总上网电量减去下网电量乘以储能设施的综合效率核发可交易绿证。

（三）自发自用余电上网模式

4种分布式光伏配储在自发自用余电上网模式下（大型工商业分布式光伏只在现货市场连续运行地区可以余电上网），一种是考虑到该模式主要还是自发自用，若余电上网电量比例较低，可以直接按照多种发电类型、储能装置的一体化项目，对可再生能源发电设施单独装表计量，核发不可交易绿证。另一种，若余电上网电量较多，则对自用电量核发不可交易绿证，对上网电量核发可交易绿证。

对于详细区分实际自发自用电量和实际上网电量，其电力流如图4所示，Quser，T是用户用电量。如果不考虑储能设施的损耗粗略计量，新能源可以核发绿证的数量Lnew，T就是上网电量和用户用电量减去下网电量（Qout，T＋Quser，T－Qin，T），但是该情况在电量计量模式下，无法区分出可以核发可交易绿证Lnew（trade），T的新能源上网电量和核发不可交易绿证Lnew（no），T的新能源自发自用电量。

考虑储能损耗的精确计量，在图4中考虑周期T时间内节点E的电量平衡，即Qnew，T＋Qin，T＋Qdis，T＝Qout，T＋Qch，T＋Quser，T，这时，新能源发电量可以用于用户用电、储能充电和上网，下网电量可以用于用户用电和储能充电，在电量层面用户用电量中难以区分由新能源发电量提供的部分和下网电量提供的部分，上网电量中也难以区分新能源发电提供的上网部分和下网电量经过储能重新上网的部分。

因此，在考虑储能损耗的精确计量模式下，新能源可以核发绿证的数量无法从电量层面计量，需要从功率层面通过准确的潮流跟踪才能精确计量分布式新能源配储应核发的绿证数量，功率追踪需要实时计量，计量核算代价较大。这里提出一种近似的方法。

假设分布式新能源配储系统中，所有的新能源发电量优先用于用户用电量，不足部分用大电网下网电量补充。这实际忽略了功率平衡的时间匹配，仅考虑电量平衡的总量匹配。

考虑储能充放电损耗，周期T时间内节点E的电量平衡为（Qnew，T－Quser，T）＝（Qout，T＋Qch，T·（1－η）－Qin，T）。当新能源总发电量Qnew，T大于等于用户用电量Quser，T时，部分新能源发电量自用，剩余部分上网，核发的不可交易绿证数量为用户用电量Quser，T，核发的可交易绿证数量为上网电量与储能损耗电量的和减去下网电量（Qout，T＋Qch，T·（1－η）－Qin，T）。而当新能源总发电量Qnew，T小于用户用电量Quser，T时，全部新能源发电量均用于自用，核发的不可交易绿证数量为Qnew，T，核发的可交易绿证数量为零。

结论与建议

本文结合近期公布的《细则》和《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）等政策文件以及储能的技术类型、技术特性和应用场景，详细研究分析了储能设施核发绿证的相关问题，得到以下研究结论：

在储能应用场景中，火电配置储能、电网侧储能、用户侧独立户用储能和工商业储能均无需核发绿证。仅有电源侧新能源配储和用户侧分布式新能源配储两种情景需要考虑绿证核发问题。在技术类型上，抽水蓄能、压缩空气储能等多为电网侧储能，不涉及绿证核发，磷酸铁锂电池、钠离子电池、液流电池、氢储能等应用在电源侧和用户侧的储能技术涉及绿证核发。

电源侧新能源配储应按照总上网电量减去下网电量和储能设施综合效率的乘积精确核发可交易绿证。按照上网电量扣减下网电量的原则核发绿证，将多扣减实际上网的新能源发电量，相当于少核发绿证数量。考虑到当前主流的磷酸铁锂储能技术的扣减量在10%左右，不同储能设施充放电综合效率核定工作量大，暂可按照上述原则核发。建议不断优化完善绿证管理制度，尽早制定考虑储能充放电综合效率的电源侧新能源配储绿证精确核发办法。

用户侧新能源配储应分别区分全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网3种模式核发绿证。（1）全部自发自用模式可以按照《细则》，看作多种发电类型、储能装置的一体化项目，对可再生能源发电设施单独装表计量，核发不可交易绿证。（2）全额上网模式等同于电源侧新能源配储的情况，应按照总上网电量减去下网电量和储能设施综合效率的乘积核发可交易绿证。（3）自发自用余电上网模式，若上网电量比例较低，可以参考自发自用模式，全部核发不可交易绿证。若上网电量比例较高，需要区分自发自用和上网电量核发不同类型的绿证，此时考虑或者不考虑储能损耗，在电量计量层面，均无法精确区分新能源自发自用和上网电量，需要在功率层面进行实时潮流追踪才能实现新能源自发自用和上网电量核发绿证的准确计量，计量核算成本较大。当前，在电量计量层面，可以按照以下方法近似区分核发绿证：

若新能源总发电量大于等于用户用电量，按用户用电量核发不可交易绿证数量，按上网电量与储能损耗电量的和减去下网电量核发可交易绿证数量。

若新能源总发电量小于用户用电量，按新能源发电量核发不可交易绿证数量，可交易绿证数量为零。