我国绿电绿证市场发展展望及碳排放衔接机制研究

孙国文

摘要：绿色电力证书（绿证）是体现可再生能源绿色价值的重要凭证，绿证核发涉及集中式光伏、陆上风电等全部可再生能源种类，但可再生能源消纳责任权重、能耗双控、自愿绿电消费、抵扣碳排放等方面均进展缓慢，难以对绿证市场形成有效支撑。本文从政策机制、技术市场、消费理念、交易模式、国际认可度几个方面分析了当前国内绿电绿证存在的问题，对未来国内绿电绿证市场走势进行了展望，提出了以绿证为基准的控排企业用电碳排放核算方法的思路。控排企业可通过绿证减少用电碳排放权的清缴量，使自身用电碳排放强度不断降低，积极消费绿色电力。

关键词：绿色电力证书；碳排放；衔接机制；绿电

DOI：10.12433/zgkjtz.20233203

我国已进入新能源项目规模化大发展新阶段，绿电绿证及碳交易是能源清洁低碳转型和产业升级的重要手段。2017年至今，国家及各省区紧密发布了相关政策，推动绿色电力及碳交易开展。近年来，国家发展改革委、财政部、能源局相继印发了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）、《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）、《关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》（发改办体改〔2022〕797号）、《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）、《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号）、《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）。

一、当前绿电绿证交易方面面临的问题

（一）政策衔接不畅

随着绿色能源的逐步发展，政策逐渐不能适应外部环境的发展实际，尤其是在绿电绿证方面。绿证绿电政策制定与实施逻辑需要以市场发展为轴线，这是一个不断发展和完善的过程。当前，我国省域之间的电力调节受制于各方面的影响，调节难度很大，各省的电力主要以本省内部供给为主，外部的协调和调剂缺乏必要的机制。在基于共同目标下产生的绿证交易、绿电交易以及碳交易，三者在实际的运行机制上出现了冲突。其一，电—碳交易市场不健全，基于统一范式下的计价标准和方式没有达成统一的意见，也没有统一的计算模型进行衔接和实际运行。其二，电—证市场合一或分开也存在现实的差异和明显的意见分歧。《绿色电力试点方案》采取“证电合一”的方式，只针对能够参与绿电交易的风、光发电量，对于没有参加绿电交易的，还是采取证电分离的办法，这种差异可能导致两个市场机制证电关系紊乱。

（二）绿电交易跨区阻力大

基于电力发展的宏观设计和统筹，电力能源的生产与消费之间不均衡，存在逆向分布的特点，对全国性电力能源的供需统筹尚缺乏有力的设计和框架支持。因此，生产出来的电力能源难以就地消纳。其他新能源富集的大型能源基地也存在同样的问题，生产、传输、上网、消费缺乏有效措施进行调节和协调，调峰的能力不足，手段不灵活。相对富集地区产生过剩的情况，需求量较大的东部和南部地区供不应求，两相之间的差异造成了我国绿电市场化价格形成机制失效。

（三）缺乏消费用能习惯意识

和发达国家相比，我国绿电交易还没有形成强制交易的格局，也没有实现强制交易和自愿交易相融合。供应方面，绿电生产企业缺乏积极性，投资意愿不强；需求方面，企业对绿电的需求并不急迫，使用的积极性和主动性不强。就现在绿电的消费市场而言，主要的消费客户群体是自觉按照国际规则进行减碳的有国际竞争力的大型企业，但对于国内众多小型企业而言，消费绿电无论在习惯、理念还是行动方面，还有很长的路要走。

（四）绿证交易模式存在争议

绿证是绿电环境属性的凭证，是电—碳市场耦合的纽带，电力交易中心看好绿证市场的广阔前景，但又无法顺利取得颁发绿证的授权。于是，“曲线救国”式地推出可再生能源电力超额消纳凭证及绿色电力消费证明，并通过“证电合一”的模式加以推广，扩大自身绿证的影响范围，想逐步取代原有绿证在市场上的流通。证电捆绑销售与国际主流模式不一致，影响了发电企业独立销售绿色权益的权利。环境价值兑现不应受制于电网企业与交易中心，不应受制于绿电交易，发电侧企业可以打造适合自身的绿色环保品牌，交易模式也应更加灵活。此外，发电侧也认为，过多品种的绿证会造成用户混淆，致使市场混乱，不利于现阶段绿证市场的发展。国家可再生能源信息管理中心相较电力交易中心，在绿证推广方面的力度较弱，绿证的价值未得到充分体现。

（五）在国际范围内的认可程度不高

对绿证的消费是国际通行的规则或消费习惯。国内绿证在国际上仅仅是有条件的认可，并没有达到完全认可的程度。究其原因，我国宏观层面的设计和制度不健全、不完善，与国际通行的认可准则、规范的要求和细则存在差距，对于绿色环境价值重复计算方面也存在不被认可的风险，在国际上缺乏公信力。

二、绿电绿证市场展望

我国是全球最大的碳排放国，电力行业占全国碳排放量的40%。落实双碳目标，能源是主战场，电力是主力军，电力行业减排是双碳战略实施的核心。能源系统低碳转型路径复杂，需要依靠自身完成深度脱碳，亟需突破火电CCUS、储能、需求侧响应等关键技术。同时，随着高比例新能源的接入，电网弃风弃光率显著上升，有必要应用新能源制氢技术开辟非电消纳途径，降低电网消纳压力。设计合理的市场机制将极大加速双碳目标的落地，而绿证核心价值也将与减碳深度融合，绿证市场将与配额制、碳市场进一步耦合。

（一）绿色权益将进一步趋同

目前，CCER、绿证、绿电、碳配额价格均不一致，绿电价格同煤电价格，水涨船高。待电—碳—绿市场打通后，新能源企业将在各个市场中自由切换绿色环境价值的兑现途径，环境价值将趋同。

（二）绿证核发覆盖所有可再生能源项目

绿证将成为绿色电力消费认定的基本凭证，将作为可再生能源消纳的计量手段，用于核查、清算可再生能源配额完成情况。长期以来，国内绿证市场属于自愿认购市场。绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，将进一步增强绿证消费的约束性。

（三）新能源电力价格将与煤电基准价脱钩

长远来看，风电、光伏发电成本相对固定，且工程造价长期处于下降通道。未来，中长期绿电价格将与煤电价格脱钩。

（四）绿色消费快速增长

国内尚未建立配额制的绿证强制市场，而当前的可再生能源消纳责任权重机制，同本省的可再生能源装机占比强相关。未来，将基于全国统一配额比例建立配额市场，发挥东部沿海发达省份补贴内陆省份的作用，也将彻底杜绝新能源出区困难的政策制约。

（五）区域市场供需不平衡问题将得到改善

各省区绿电电价存在较大差异，且随着绿电交易体制的完善、电力传输能力的提高，以及全国统一电力市场的建设，区域壁垒和地方保护阻碍将进一步减少，跨省、跨区绿电交易市场活跃度将逐渐提升，交易范围也将进一步扩大，绿电市场供需不平衡问题将得到改善。

（六）“证电分离”与“证电合一”将长期共存

“证电合一”的绿电交易市场有利于建立全国统一的认证、流通、定价体系，“证电分离”的绿证交易市场将更加灵活和便捷。未来，二者将互为补充、长期存在，共同丰富我国绿色价值市场化交易品种。但从远期来看，在用户认知及绿证体系充分成熟后，绿证交易将成为主力交易品种。

（七）绿证价格将受多重因素制约

目前，全国新能源渗透率约15%，随着新能源爆发式增长，预计到2030年可达20%以上。即使算上存量补贴项目与水电，全社会的平均消纳责任权重也不会高于30%。若绿证配额制出台，配额制连带的考核机制将决定绿证价格的上限，预计考核惩罚机制不会突破100元/张价格；若绿证可抵扣碳排放额度，绿证价格将与碳市场、碳排放因子、CCER价格、抵扣比例等因素直接关联，在碳配额价格走高的前提下，绿证价格预计会从30元/张起逐年上浮。

（八）绿证需要重点建立保障机制

目前，国内可再生能源消纳责任只对省级行政区域进行考核，但考核的惩罚措施尚不明确，且考核机制未能有效传导至省内市场主体，需要建立有力的监督。由于市场主体每年需要持有的绿证数量较多，若不对其履约过程进行监督及约束，则无法完成履约的风险将加大。对此，可要求市场主体在参与电力市场交易的同时，必须购买一定比例的绿证，按月度或季度对承担消纳责任的市场主体进行审核。然而国内目前尚未建立起以绿证为依据的、证明生产过程中高比例使用可再生能源的绿色产品标识体系。

（九）水电绿证对市场影响有限

我国将可再生能源电力消纳责任权重划分为总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重，水电绿证仅可作为总量消纳责任权重的认定凭证。在这种情况下，水电绿证与非水可再生能源绿证的应用场景和用户需求存在明确差异，水电绿证进入市场，对风电、光伏绿证的市场需求及价格的影响较小，且水电绿证和非水可再生能源绿证将成为两个市场，预计水电绿证的价格相对较低。

（十）国内绿证国际认可度将提高

RE100等国际标准对国内绿证的认可度，将会影响绿证在自愿认购市场中的交易规模。但通过明确绿证作为国内消费绿色电力唯一凭证的主体地位，预计能够显著提高我国绿电消费的市场秩序和权威性。规范国内项目绿证申请条件，同一项目的可再生能源发电环境收益不能在国内、国际市场中重复获利，以避免因环境权益不唯一而产生的国际社会质疑，同时推动国内绿证的技术标准认证工作，降低电力用户购买国内绿证的解释成本。

三、基于绿证的控排企业用电碳排放核算方法

该核算办法可对初始配额进行优化，面向绿证的控排企业，以用电结构统计作为单一的凭证，并统筹上年度的用电架构作为基线，以此进行总体碳排放强度的核算。

（一）控排行业总体用电行为实际间接碳排放强度

式（1）中，[CE行业]指控排行业用电行为总体碳排放强度；[E购网]指控排企业[i]净购入电量；[E绿证]指控排企业[i]持有绿证对应电量；[C火电]指全国火电总碳排放量；[E火电]指全国火电总上网电量。

逐步健全清缴方式的机制，逐步建立按照绿证面向用电结构的核算。要确定的是单个企业用电行为的间接碳排放的强度，并在此基础上，按照上面的设计和方法进行排放量及配额规模的测算和计量，达到逐步优化的目标。

（二）控排企业个别用电行为间接碳排放强度

式（2）中：[CE企业]指控排企业用电自身碳排放强度；[E购网]指控排企业净购入电量；[E绿证]指控排企业持有绿证对应电量；[C火电]指全国火电总碳排放量；[E火电]指全国火电总上网电量。

对于控排企业而言，通过改变自身的消费行为，可以调节企业未来的配额标准，也可以通过采用减少绿证消费的方式，减少自身的清缴量，从而逐步降低排放强度，助力绿电消费市场合理、科学、健康、良性发展。

四、结束语

基于绿证设计的控排企业用电碳排放核算方式，可对优化控排企业的用电结构起到很好的作用和效果。控排企业通过调整自身的绿证消费行为和习惯，可以实现未来配额的变化，合理调节配额规模。通过建构更为健全和完善的权益与配额机制，可有效防范电碳耦合对碳排放市场中的生产与消费、供应与需求的冲击和挑战，更好地发挥碳市场对可再生能源未来发展的积极作用。

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