引言

2020年9月22日，習近平主席在聯合國大會上提出“雙碳”目標，即中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。“雙碳”目標的提出，給我國能源結構轉型提出了新的要求。自2017年綠色電力證書（以下簡稱“綠證”）制度作為補貼替代措施被提出以來，綠證交易市場一直未能達到應有的活躍度，而如今，光伏發電和風電已經全面進入平價時代。在“雙碳”和去補貼背景下，綠證制度將如何在我國能源結構轉型過程中發揮其作用，以及其未來的發展趨勢如何，都是值得關注和思考的問題。本文將對綠證制度的起源和現狀進行簡單回顧，并立足于“雙碳”目標對綠證未來發展的趨勢進行展望，供行業內各位人士參考。

一、綠證制度概述

綠證，即綠色電力證書，是指國家依據可再生能源上網電量通過國家能源局可再生能源發電項目信息管理平臺向符合資格的可再生能源發電企業頒發的具有唯一代碼標識的電子憑證。每個綠證對應1兆瓦結算電量，且每個證書都有唯一編碼，體現項目的基本情況。

國家發展改革委、財政部、國家能源局于2017年1月18日聯合發布了《國家發展改革委、財政部、國家能源局關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》（發改能源〔2017〕132號，以下簡稱“《自愿認購交易制度的通知》”）及附件《綠色電力證書核發及自愿認購規則（試行）》，標志著我國綠色電力證書制度開始試行。

根據《自愿認購交易制度的通知》和《綠色電力證書核發及自愿認購規則（試行）》，我國綠證核發對象為列入國家可再生能源電價附加補助目錄內的陸上風電和光伏發電項目（不含分布式光伏發電）1。自2017年1月18日國家發展改革委、財政部、國家能源局聯合發文試行綠證制度后，2019年1月10日國家發改委和能源局又聯合發布了《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》（發改能源〔2019〕19號）（以下簡稱“《2019風電、光伏發電工作通知》”）進一步擴大了可核發綠證項目的范圍，不僅包括列入可再生能源發電項目補貼清單的項目，還包括平價上網和低價上網的陸上風電及集中式地面光伏項目。

簡單來說，綠證是非水可再生能源發電量的確認和屬性證明以及消費綠色電力的唯一憑證，是一種與電力本身分離的具備一定獨立性的憑證，既可以作為獨立的可再生能源發電的計量工具，又可以作為可再生能源配額制度的核查、清算工具（具體見下文）。

根據《自愿認購交易制度的通知》及《綠色電力證書核發及自愿認購規則（試行）》，我國綠證目前實行自愿認購制度，自2017年7月1日起正式開展認購工作，并根據市場認購情況，自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易（強制約束交易至今尚未啟動）。

綠證交易平臺為綠色電力證書自愿認購平臺（以下簡稱“綠證認購平臺”）。認購價格因項目是否享有補貼而不同，列入可再生能源發電項目補貼清單的項目綠證的認購價格按照不高于證書對應電量的可再生能源電價附加資金補貼金額，由買賣雙方通過自行協商或者通過競價兩種方式進行確定。平價上網項目綠證的認購價格，根據綠證認購平臺上的信息，目前成交價大多數為50元/張。

按照國家可再生能源綠色電力證書管理機制和政策獲得綠證的陸上風電和光伏發電企業（不含分布式光伏項目）可申請在綠證認購平臺上開戶并出售綠證。各級政府機關、事業單位、社會機構和個人均可以在綠證認購平臺上注冊賬戶并認購綠證。前述風電、光伏企業出售綠證后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。認購人購買綠證后不得再次出售。

由于《自愿認購交易制度的通知》和《綠色電力證書核發及自愿認購規則（試行）》是在試行基礎上進行綠證交易制度的建設，制度建設尚不完善，導致綠證自愿認購市場需求持續低迷，目前成交的綠證絕大部分都是企業及個人出于履行社會責任或支持國家政策的目的而認購。

2020年財政部、國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》明確提出全面推行綠證交易制度，自2021年1月1日起，實行配額制下的綠證交易，同時研究將燃煤發電企業優先發電權、優先保障企業煤炭進口等與綠證掛鉤，持續擴大綠證市場交易規模，并通過多種市場化方式推廣綠證交易。隨著可再生能源配額制在我國的落地和實施，綠證成為特定市場主體履行消納責任的替代性方式之一，為完成消納責任，更多企業將加入認購綠證的隊伍。

二、綠證制度與補貼制度的銜接

我國新能源產業發展初期，多依賴政府的財政補貼支持，大額資金撥付給政府造成了極大的財政壓力，自2012年以來，受各種因素影響，補貼資金每年都存在缺口，且逐年擴大。根據財政部的統計，截至2017年底，可再生能源補貼缺口已達到1000億元。為了進一步完善風電、光伏發電的補貼機制，2017年1月18日，國家發展改革委、財政部、國家能源局發布《自愿認購交易制度的通知》在全國范圍內試行可再生能源綠色電力證書核發和自愿認購。

2020年初，財政部發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，明確全面推行綠證交易制度，企業通過綠證交易獲得收入相應替代財政補貼。此外，還明確，參與綠色電力證書交易等項目可優先撥付補貼資金。

2020年9月29日，財政部又進一步發布《關于<關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號），確立了項目合理利用小時數規則并對已列入補貼清單項目的補貼年限予以明確，并規定按照《可再生能源電價附加補助資金管理辦法》（財建〔2020〕5號）規定納入可再生能源發電補貼清單范圍的項目，所發電量超過全生命周期補貼電量部分，不再享受中央財政補貼資金，核發綠證準許參與綠證交易。按照《可再生能源電價附加補助資金管理辦法》規定納入可再生能源發電補貼清單范圍的項目，風電、光伏發電項目自并網之日起滿20年后，生物質發電項目自并網之日起滿15年后，無論項目是否達到全生命周期補貼電量，不再享受中央財政補貼資金，核發綠證準許參與綠證交易。

從上述規定可以看出，《自愿認購交易制度的通知》確立綠證制度時，通過綠證交易替代財政補貼并非強制要求，而是由企業自主決定是否通過出售綠證取得收益來彌補放棄的補貼。雖然2020年的政策亦未將綠證交易作為強制性要求，但其明確除在補貼年限內且未超過合理利用小時數部分的電量可以獲得補貼外其余電量都不再享有補貼而是核發綠證后參與綠證交易，增加了新能源發電企業參與綠證交易的動力。

三、綠證制度與可再生能源配額制的銜接

結合一般國際實踐，可再生能源配額制是一個國家或地區通過立法的形式對可再生能源發電在其電力供給總量中所占的具體份額進行強制性的規定，它是一種強制要求能源生產企業或者電力供應商在生產和供應化石能源的過程中使其可再生能源生產和供應達到能源總量一定份額的制度。

我國國內政策也多次提到“配額制”的表述，但一直未有明確的定義。2019年5月10日，國家發改委、能源局發布了《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發改能源〔2019〕807號，以下簡稱“《電力消納保障機制的通知》”），明確對電力消費設定可再生能源電力消納責任權重。所謂可再生能源電力消納責任權重，是指按省級行政區域對電力消費規定應達到的可再生能源電量比重，包括可再生能源電力總量消納責任權重和非水電可再生能源電力消納責任權重。雖然該文件用語上未采用“配額制”的表述，但其內容實質上是配額制的一種。

承擔消納責任的主體包括兩類市場主體：第一類市場主體為各類直接向電力用戶供/售電的電網企業、獨立售電公司、擁有配電網運營權的售電公司（簡稱“配售電公司”，包括增量配電項目公司）；第二類市場主體為通過電力批發市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業。第一類市場主體承擔與其年售電量相對應的消納量，第二類市場主體承擔與其年用電量相對應的消納量。

《電力消納保障機制的通知》所確立的配額制強調消費端消納責任，因此，可以在支持新能源發展的同時減少此前“重建設，輕消納”模式導致的并網成本上升及限電問題，從而促進產業健康可持續發展。

綠證交易與可再生能源配額制間的關系經歷了不同的發展階段。在綠證制度誕生之初，綠證交易并未與可再生能源的配額制直接聯系起來。《自愿認購交易制度的通知》規定將根據市場認購情況，自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易，為綠證后續發展過程中與配額制結合預留了空間，但實際上2018年并未能如期開展配額制下的強制性綠證交易，直至2019年《電力消納保障機制通知》明確將綠證交易作為配額制下企業完成消納責任的替代方式之一。隨后，《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》指出將自2021年1月1日起，實行配額制下的綠證交易，綠證交易正式與配額制結合。

雖然綠證交易和配額制的結合在我國看上去是一個新的政策趨勢，但在美歐國家“配額制+強制綠證交易”已經有較長的發展歷史和豐富的實踐經驗。這種組合在國際上被證實可以更加有效地把推動能源轉型的責任通過配額與具體主體相掛鉤，且企業可以通過綠證交易、綠電交易等市場化方式履行義務，充分發揮了市場作用，減少政府負擔的同時起到優化資源配置的作用。

我國配額制下，市場責任主體履行消納責任有兩種方式，實際消納可再生能源電量是最主要的消納責任履行方式，通過向超額完成年度消納量的市場主體購買其超額完成的可再生能源電力消納量、以及自愿認購綠證是兩種替代性方式，其中，購買綠證則以綠證對應的可再生能源電量等量記為消納量。配額制的實施，雖然為綠證交易提供了額外市場動力，但由于購買綠證僅僅是落實消納責任補充和替代方式，并且在兩種方式之中不具有優先性，其拉動作用非常有限。

四、綠證交易現狀及存在問題

綠證交易在推行之后持續遇冷，雖然核發并掛牌交易的綠證數量很多，但買方購買的頻次及數量都較低，有觀點認為綠證交易正處于“有量無市的靜默階段”。通過對近年來綠證交易數據的梳理，我們發現目前綠證交易主要存在以下幾個特點：

根據綠證認購平臺的統計數據，以光伏行業為例，截至2021年10月11日，全國各省光伏綠證的核發量最高的黑龍江省達到1263146張，最少的陜西省也有4087張。光伏綠證的累計掛牌量仍舊以黑龍江省最多，達到299658張，浙江、廣西等省均達4000張以上。雖然核發量和掛牌量很大，但交易量卻不盡如人意，截至2021年10月11日，交易量最高的廣西省只有3668張，全國累計綠證交易量也僅有86867張。核發量和掛牌量均排第一位的黑龍江省交易量僅有256張，交易率只有0.085%，綠證交易率之低由此可見一斑。

綠證價格的差異主要表現在兩個方面：一是，補貼項目綠證價格明顯高于無補貼項目綠證價格。根據綠證認購平臺的統計數據，2021年9月12日至2021年10月11日，補貼項目的風電綠證均價為167.8元，最高價為269.5元，補貼項目的光伏綠證均價為585.7元，最高為585.7元，但目前平價綠證的價格大多數是50元/張2，也有個別項目80元/張。二是，風電綠證和光伏綠證價格差異較大，結合下圖及前文所列數據可以直觀看到，在有補貼的情形下風電綠證較光伏綠證更低，因此，在交易時也更具價格優勢。

如前所述，我國綠證的核發量和掛牌量較為可觀但交易量比較低。究其原因，主要是激勵機制和強制機制不足，具體如下：

（1）激勵機制不足

在我國目前的綠證交易制度下，政府機構、企業以及個人購買綠證的主要動力是履行社會責任和樹立企業形象等，對于認購人來說，購買綠證并不能帶來額外的收益或享受其他優待政策。雖然《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》提及未來或將把燃煤發電企業優先發電權、優先保障企業煤炭進口等與綠證掛鉤，但目前相關規則尚未成形。而且根據《自愿認購交易制度的通知》，認購人購買綠證后不能再次出售，極大地限制了綠證的流動性，也因此抑制了企業及個人購買綠證的積極性。

即使部分企業為滿足采購方要求的綠電比例會購買一部分綠證，但是目前這樣的要求并未在全行業和全產業鏈進行普及，對促進企業購買綠證的作用非常有限。

（2）強制機制不足

雖然我國自2020年1月起正式開始實行消納責任權重考核，但事實上我國綠證目前還是以自愿認購為原則。主要是因為：雖然消納責任具有一定強制性，但履行消納責任的方式有三種，即一種主要方式，兩種替代性方式，而綠證交易只是替代性履行方式中的一種。根據國家能源局在關于配額制答記者問的表述，兩種替代性履行方式為并行關系，沒有先后順序，市場主體可根據兩種方式的經濟性進行自主選擇。也就是說，企業完成消納責任的方式可以在購買綠電、向超額消納企業購買超額消納量和認購綠證三種中進行自由選擇，認購綠證并不是必需的。另外，目前配額制下的綠證交易僅有發改委的通知作為依據，且未規定罰金，僅規定了限期整改和列入不良信用記錄，予以聯合懲戒等較為籠統的后果，綠證交易的強制性就更大打折扣。

綜上，由于企業及個人缺乏認購綠證的動力，綠證購買需求很難維持在較高水平，使得目前綠證交易的現狀與原定的政策目標存在較大的偏差。

自《自愿認購交易制度的通知》試行綠證交易以來，我國綠證交易就一直維持著證電分離的模式。認購綠證只是擁有了綠證對應電量的聲明權，即宣稱自身使用了綠電，并不意味著企業實際消納了對應的綠電。綠證交易也與以電量為交易標的的綠電交易雙軌運行，各自擁有不同的交易市場和定價機制。雖然證電分離的的制度設計客觀上有利于綠證本身的靈活性，不需要與綠電交易進行捆綁，但證電分離的模式也造成綠證交易和綠電交易的脫節。

這種脫節主要會帶來三個方面的問題，一是，1張綠證和1千瓦綠電所對應的環境屬性是等量的，但是綠電和綠證在不同市場交易會導致同樣的環境屬性定價存在差異，造成等量不等價的現象，而且同樣的環境屬性可以在不同市場進行兩次交易，導致重復計算。二是，對于實際購買并消納綠電的企業而言，并不能獲取相應的證明，不利于對企業綠電消納情況的記錄和核查。三是，對于部分承擔消納責任的主體而言，直接購買綠電在履行消納責任的同時還能滿足自身用電需求，更為實用，因此購買綠證的動力明顯不足。

按照綠證的定價機制來看，可將綠證分為帶補貼綠證和平價綠證兩種。其中，平價綠證的價格目前大部分為50元/張，帶補貼綠證的價格為：1張補貼項目綠證價格上限=度電補貼金額*1MWh，具體認購價格由買賣雙方自行協商或者通過競價確定。

就帶補貼綠證的定價機制而言，因光伏發電項目和風電項目的定價機制一樣，自《自愿認購交易制度的通知》發布以來就一直存在較大的爭議。比如某省風電的標桿電價是0.6元/kWh，光伏發電標桿電價為0.88元/kWh ，當地脫硫標桿電價為0.35元/kWh ，那么風電項目的綠證最高價為0.6-0.35=0.25元/kWh ，光伏發電項目的綠證最高價為0.88-0.35=0.53元/kWh 。不難看出，在光伏發電和風電標桿電價存在差異的前提下，采用統一的綠證定價方式會導致風電綠證相比光伏發電綠證更具有價格優勢，從而在一定程度上影響了光伏發電項目綠證的成交量。

此外，平價綠證僅需50元/張，顯著低于帶補貼綠證價格。在綠證交易過程中，買方出于經濟性的考慮更可能優先選擇購買平價綠證，使得價格明顯較高的帶補貼綠證“有價無市”，通過綠證交易替代財政補貼的政策效果大打折扣。

五、未來綠證制度發展趨勢

（一）綠證的補貼替代作用將越來越弱化

綠證制度最初是作為補貼替代措施而被創設，隨著2021年光伏發電和風電項目全面進入無補貼時代，對于新建項目而言，這種補貼替代的作用已經失去。對于存量補貼項目而言，因綠證制度存在的定價機制不合理、證電分離等原因導致綠證交易率非常低，這種補貼替代作用也難以實際發揮。應該看到，對于國家承諾的補貼項目，無法完全交由市場解決，在未來證電合一的發展趨勢下，綠證的補貼替代作用將越來越弱化。

（二） 配額制與綠證交易結合更加緊密

縱覽綠證相關政策的發展歷程，綠證制度的主要目標和政策定位都已逐漸發生變化，未來的綠證制度與可再生能源配額制的結合將更加緊密。配額制下的綠證交易不僅可以滿足消納責任主體履行義務的需求，也可以通過出售綠證獲益實現對新能源發電企業的成本補充并進一步激勵新能源發展。此外，由于綠證交易存在一定的市場競爭，可以利用綠證市場的價格發現功能進一步刺激新能源發電企業提升技術，降低成本，在獲取更大利潤空間的同時在宏觀上推動能源低碳轉型。

雖然目前國家尚未出臺具體政策確立配額制下綠證交易的具體發展模式，但國家能源局在答記者問時明確提出后續綠證核發范圍、價格體系等綠證政策將根據消納保障機制實施情況適時調整完善，進一步確保配額制度和綠證制度的有序銜接。因此，完善配額制下的綠證交易是綠證制度未來發展的主要方向，并且，可能會根據新能源產業的發展情況，適時建立健全配額制下的強制性綠證交易制度。

（三） 證電合一

綜合2021年綠電交易的發展趨勢和內容來看，未來政策走向更傾向于證電合一的模式。證電合一不僅是綠電使用聲明權和實際消納電量的合一，更是綠證制度和綠電交易的逐步融合，目前這一融合趨向已逐步照入現實。部分省份率先開始證電合一模式的嘗試，2021年4月，浙江發布《浙江省綠色電力市場化交易試點實施方案》，方案提出，綠電交易結算完成后，浙江電力交易中心根據綠電交易實際結算數據向電力用戶出具“浙江綠色電力交易憑證”。憑證將嚴格依照結算結果記錄結算電量，確保綠色電力的綠色屬性所有權清晰且唯一，同時也提出，推動交易憑證納入綠色電力證書管理體系。浙江試點的交易憑證實質上與綠證具有一定的相似性，并且也引起了國家層面的關注。

2021年9月國家發展改革委、國家能源局正式批復《綠色電力交易試點工作方案》（以下簡稱“試點方案”），推動綠電交易的發展。試點方案提出，要做好綠色電力交易與綠證機制的銜接，國家可再生能源交易中心要根據綠色電力交易試點需要，向北京電力交易中心、廣州電力交易中心批量核發綠證。電力交易中心依據國家有關政策組織開展市場主體間的綠證交易和劃轉。試點方案中設計的這一模式，可以更好地將綠證和綠電所代表的環境屬性統一起來，更有利于能源轉型和雙碳目標的實現。此外，試點方案還指出，向電網企業購買且享有補貼的綠色電力，由電網企業代收代售，產生的附加收益用于對沖政府補貼。于補貼項目而言，證電合一之后其依舊可以獲取替代性收益，因此，從這一規定來看，證電合一并不會減損綠證交易的現有功能，具有合理性。

雖然目前證電合一的新模式仍在試點過程中，尚未全面鋪開，但從目前的政策走向來看，未來綠證制度和綠電交易相融合已成為綠證制度發展的總體趨勢。

（四） 綠證交易與碳交易建立聯系

碳交易是為了減少全球溫室氣體排放所采取的市場機制，通過碳排放權指標或碳減排量的交易，達到降低減排成本、實現減排目標的目的。在碳交易市場中，企業可以采取減排行動或通過在市場中購買配額的方式完成減排目標，也可以將富余的排放配額在市場中出售獲利。

雖然碳交易解決的是溫室氣體排放問題，綠證解決的是能源結構調整問題，但綠證和國家核證自愿減排量（CCER），都帶有一定的環境屬性，其參與交易的主體也具有相似性，均涉及可再生能源發電企業，同時電力的終端用戶也與碳排放用戶有所重合，綠證交易與碳交易具有天然的銜接。而且，每1兆瓦時新能源電力減少的二氧化碳排放基本是一個確定的量，在未來綠證與碳排放權交易機制的結合過程中，只要在綠證上標注其所對應的減排量，明確綠證上記載的減排權益的歸屬，就可以將綠證與CCER聯結起來作為企業抵扣碳排放的途徑之一，有助于增強政策協同作用，促進能源轉型的高質量發展。

（五）綠證的核發范圍擴大

目前，我國綠證的核發范圍僅包括列入可再生能源發電項目補貼清單以及平價上網和低價上網的陸上風電、光伏發電企業（不含分布式），分布式可再生能源項目、海上風電、光熱發電、生物質發電、水電項目均未納入核發綠證范圍。

未來隨著產業發展及技術進步，分布式光伏發電、海上風電、光熱發電、生物質發電等項目將會被納入核發對象，以體現公平性。

（六）綠證交易二級市場開放

根據目前的政策，綠證只能交易一次，認購人購買綠證后不得再次出售，極大地限制了綠證的流通性，也導致政府機關、企事業單位、社會機構和個人對綠證交易的熱情不高。

當時綠證政策出臺的目的是為了解決可再生能源企業補貼資金不能及時到位的問題，但目前綠證交易的政策定位已經發生變化，開放二級市場釋放綠證交易潛力將是綠證交易未來的趨勢，但由于二級市場的定價機制、交易方式等會與目前的綠證認購機制存在差異，未來有待出臺綠證二級市場的具體交易規則和交易平臺來保障綠證在二級市場的交易和流通。

六、結語

綜合來看，雖然綠證制度是我國推動可再生能源發展的重要激勵政策，但當前綠證制度存在的實際價值并未得到充分的體現。因此，在“碳達峰、碳中和”背景下，我國的綠證制度正處于優化升級的“十字路口”，亟需對現有綠證制度存在的問題進行深刻反思，并加以完善。從綠證交易的發展趨勢來看，綠證交易與配額制的結合更加緊密，未來與碳交易將形成天然的銜接，綠證制度有望在雙碳背景下發揮其應有功效，促進新能源產業和社會能源轉型的發展。

文中備注：

[1]2020年1月20日，財政部、 國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》（財建〔2020〕4號）明確國家不再發布可再生能源電價附加目錄，此前，三部委已發文公布的1-7批目錄內項目直接列入電網企業可再生能源發電項目補貼清單。因此，綠證核發對象為列入可再生能源發電項目補貼清單的陸上風電及光伏發電項目（不含分布式光伏項目）。

[2]《2019風電、光伏發電工作通知》將平價上網的陸地風電和光伏項目納入綠證核發范圍。

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