eo封面 | 我国绿电交易和绿色电力证书衔接机制研究

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编者按

2023年是我国启动绿电交易的第三年。随着全球绿色转型提速，绿电需求逐渐增加。为支持绿电发展，中央和地方政府出台了一系列政策，企业也在加快脚步。近日，南方电网公司印发《加快推进新形势下南方区域绿电绿证市场建设工作方案（2023年版）》，完善促进绿电绿证消费市场机制。在绿电奔向“星辰大海”的过程中，激发绿电消费潜力，持续扩大绿电供应，协同绿电、绿证、碳交易，推动标准国际互认等工作渐入快车道。eo连续发布《绿电迎风来》封面组稿，全面扫描绿电发展的动向、难点及趋势。

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唐程辉  国网能源研究院有限公司

推进碳达峰碳中和目标下，绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）和绿色电力证书（以下简称“绿证”）制度是发现可再生能源环境价值并引导用户通过市场方式消费绿电的两种有效手段。本文梳理了绿电交易和绿证的概念、发展现状及相互之间的关系，分析了存在的问题，研究提出绿电交易与绿证的衔接机制。

绿证起始于20世纪末的荷兰，起初荷兰电力公司之间自发建立了一个绿证交易系统，提倡用户自愿购买该系统认证的高价绿电，并提供以电子形式签发的标注来源证明的证书，即绿证。此后，荷兰政府与能源行业协会创建了绿色标签颁发系统，并要求荷兰所有的能源公司必须承诺完成一定的可再生能源配额指标。绿证成为荷兰生产绿电的唯一有效凭证。

从国际共识来看，绿证是表征用户消费可再生能源的凭证，常与可再生能源配额制相配套。可再生能源发电企业依据其上网电量，由绿证核发机构向发电企业核发绿证，用户从发电企业获取绿证，证明其可再生能源消费行为。可再生能源配额制规定了用户消费可再生能源的强制占比，以绿证作为可再生能源配额制完成的依据。美国部分州、澳大利亚等国家和地区建立了“可再生能源配额制+绿证”的可再生能源发展激励政策。除此之外，绿证还可由用户自愿获取，用以满足自我可再生能源发展目标，获得消纳可再生能源带来的贸易优势、企业形象提升、竞争力提升等。

用户获取绿证主要有两个途径：一是向发电企业单独购买绿证的绿证交易，与电能量无关；二是同发电企业签订绿证与电能量“捆绑销售”的可再生能源购电协议（PPA）。国际上并没有 约定 绿电交易或绿电市场的统一概念，上述两种获取绿证的行为一般被认为是绿电交易范畴。

（1）概念和现状

与国外绿证制度原理相似，我国的绿证是国家对可再生能源上网电量颁发的电子证书，绿证交易是以绿证为标的物的金融性交易。我国绿证交易制度总体可分为两个阶段。阶段一：2017年—2022年9月，核发范围仅覆盖部分可再生能源发电类型，国家可再生能源信息管理中心（以下简称“信息管理中心”）依托相关绿电认购平台负责绿证核发、交易、结算等全过程。2017年，我国正式建立绿证核发和交易制度，基于推动可再生能源补贴由用户承担的目的，核发范围仅包括陆上风电、集中式光伏发电项目，绿证卖出后即放弃对应电量的补贴。2021年5月后，上述类别中的无补贴项目也可纳入绿证核发，如图1所示。阶段二：2022年9月后，政策明确核发范围扩大至所有可再生能源发电类型，信息管理中心负责绿证核发和注销，电力交易机构负责交易、结算等全流通环节。由于目前信息管理中心相关绿电认购平台仍开展绿证交易、结算，因此形成电力交易机构+相关绿电认购平台的绿证交易双渠道。

核发数量方面，依据国家能源局数据，2022年全年核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，较2021年增长135%；截至2022年底，全国累计核发绿证约5954万个，累计交易数量1031万个。交易数量方面，依据中国绿色电力证书认购交易平台数据，截至2023年3月27日，补贴绿证交易数量78970个，对应电量0.7897亿千瓦时；无补贴绿证交易数量5237461个，对应电量52.37461亿千瓦时。

图1：绿证核发与流通方式政策演变

2021年9月，我国启动了全国绿电交易试点，用户参与交易获得电能量、绿证（限绿证核发范围项目）与绿电消费凭证，其中绿电消费凭证由电力交易中心下发，依托区块链技术，通过对绿电生产、交易、消费各环节信息可信溯源，辅助证明用户的绿电消费。此后，绿电交易与绿证交易共同作为绿证流通方式。目前，绿证交易与绿电交易均未建立二级市场，即发电侧至用户侧交易完成后，无法进行二次交易。

我国的绿电交易类似国外的可再生能源购电协议，是风电、光伏电能量与绿证“捆绑销售”的中长期交易。按照中电联数据，2022年全国省内交易电量中绿电交易为227.8亿千瓦时，明显高于绿证交易对应电量规模，但也仅约为当年新能源上网电量的2%，主要原因是市场初期主要纳入无补贴项目，无补贴项目规模总体有限。

类似国外与绿证相配套的可再生能源配额制，我国自2019年建立了可再生能源电力消纳责任权重（以下简称“消纳责任权重”），规定了市场主体售/用电量中可再生能源的强制占比，主要通过可再生能源电力交易（含绿电交易）完成，同时，市场主体可通过购买绿证和其他主体超额消纳的可再生能源作为补充。

总体来看，绿证交易和绿电交易是促进可再生能源发展这一共同目标下的两套机制。相比之下，绿证交易优势在于交易灵活，不受电网物理约束；绿电交易优势在于与电能量“捆绑销售”，更能满足可追溯、可核查、保证环境价值唯一性要求。两类交易相互影响、互为补充，需进一步做好衔接。

表1：绿电交易、绿证交易政策设计对比

（2）存在问题分析

由于绿电交易、绿证交易所处新能源发展阶段、设计思路和出发点等不同（如表1），两者存在一定的不衔接问题。同时，消纳责任权重在引导可再生能源消费作用方面尚未发挥较强的作用。主要原因分析如下：

一是绿证核发范围有限，尚未充分起到可再生能源消费凭证作用。当前，绿证尚未覆盖海上风电、分布式光伏、水电等可再生能源，用户在消纳上述可再生能源时（如通过绿电交易购买分布式光伏电量等），不得不依据绿电消费证明、电力交易合同等其他凭证，降低了绿证本应发挥的可再生能源消费证明作用。

二是现有消纳责任权重机制未有效考核用户侧，绿证在完成消纳责任权重指标过程中还存在重复计量问题。目前各省基本未将现有消纳责任权重指标传导到用户侧，而是由本省电网企业完成指标，未实现引导用户侧消纳可再生能源的政策初衷。由于1个绿证代表1兆瓦时（即1000度电）陆上风电/集中式光伏上网电量，购买绿证可以作为消纳责任权重完成量，在这部分绿证对应电量被消纳时，又可以被认为是可再生能源消纳量，容易出现重复计算。

三是全国统一绿证体系尚未形成，流通的可再生能源消费凭证种类繁多，各凭证体系衔接不畅导致不规范、重复交易风险，降低了国内绿证国际认可度。用户对参与绿电交易、获取相关可再生能源消费凭证的热情高涨，但由于国内既存在绿证、绿电消费凭证等全国性可再生能源消费凭证，也存在由湖北、浙江、四川等省份核发的地区性凭证，各类型凭证之间存在由信息交互等造成的重复核发、交易风险，降低了绿证的国际认可度。为获得认可度更高的可再生能源消费凭证，用户不得不转而购买I-REC、TIGR等国际绿证。如国家能源集团在2022年上半年出售国际绿证22万张、国内绿证4万张，分别折合电量2.2亿千瓦时、0.4亿千瓦时。

结合国际惯例和国内用户取证需求，宜早日形成全国统一的绿证核发和交易体系，将绿证作为可再生能源环境价值的唯一凭证，以消纳责任权重为引导，通过绿证交易与绿电交易并行，促进可再生能源环境价值在全国范围内的流通。

（1）绿证制度方面

一是尽快明确全国统一的绿证核发与交易机制，覆盖所有可再生能源电量。市场初期，绿证主要纳入所有风电、光伏和水电上网电量，明确分布式光伏自发自用电量绿证核发规则；未来在做好消纳责任权重等顶层设计基础上，应逐步扩大至光热、地热、潮汐发电等其他符合条件的可再生能源。同时，在绿证信息中，标记可再生发电类型、补贴情况、发电生产日期等信息，以满足电力用户购买绿证的各类需求。

二是绿证交易与绿电交易并行，用户可选择两种交易方式获取绿证。绿证核发后，（同一绿证）只能通过“量证分离”的绿证交易或“量证捆绑”的绿电交易传导至用户，确保环境价值的唯一性，用户绿色电力消费量以其获取的绿证数量为依据。同时，条件具备后可以探索建立绿证“余缺互济”的二级交易市场，提升交易活跃度。

三是建立绿证核发、交易监管体系，提升绿证国际认可度。加强与RE100、SBTi（科学碳目标倡议）等国际可再生能源支持组织，以及I-REC、TIGR等绿证核发机构的衔接，避免国内外不同核发机构间的重复申领与交易绿证。同时，借鉴国际绿证管理经验，提升国内绿证在美国、欧盟等主要出口地的认可度。

（2）绿电交易方面

一是逐步扩大绿电交易规模。鼓励用户通过参与绿电交易获取绿证，针对高耗能等用户建立消纳绿电的强制指标，以绿电交易促进可再生能源消纳，绿证交易为绿电交易履约、用户获取绿证提供多元手段。

二是推动绿电交易与其他电能量交易的衔接融合。绿电交易起步阶段，采用了单独组织的过渡措施，未来随着绿电交易规模不断扩大，需进一步加强与其他中长期电能量交易、现货交易的衔接融合。

（3）消纳责任权重方面

一是推动将消纳责任权重指标落实到用户及售电公司。综合考虑可再生能源发展需求和用户承受能力，推动各省分阶段、分类别确定各类用户及售电公司消纳责任权重指标，引导用户主动消纳可再生能源，疏导可再生能源发展带来的系统成本。

二是将绿证作为完成消纳责任权重的唯一计量方式。美国部分州、澳大利亚等采取配额制促进可再生能源发展的国家和地区，通常以绿证作为完成配额制的方式。在我国消纳责任权重机制设计中，应以绿证作为消纳责任权重的唯一计量方式，电力用户、售电企业可通过参与绿电交易或绿证交易获得绿证。

编辑 黄燕华 刘斌

审核 冯洁