中國重構新能源綠色交易機制

韓舒淋

2023年上半年可再生能源裝機新增1.09億千瓦，其中光伏新增7842萬千瓦，領跑所有能源品種。圖/視覺中國

據國家能源局最新數據，截至2023年6月底，中國可再生能源裝機達到13.22億千瓦，占總裝機的48.8%。2023年上半年可再生能源裝機新增1.09億千瓦，其中光伏新增7842萬千瓦，領跑所有能源品種，風電新增2299萬千瓦，緊隨其后。

光伏、風電裝機急劇增長的同時，電力市場機制也在急速變革。

補貼退出之后，靠天吃飯的新能源在電力市場中處于弱勢地位。而另一方面，它的綠色屬性，需要有相應的市場機制來為其定價，獲得綠色權益的收益。2021年9月以來，中國先后出臺多份文件，啟動了綠電、綠證交易，明確綠證為可再生能源消費憑證，正在逐步重構綠色能源的政策體系，其導向是以市場的手段為可再生能源的綠色環境屬性定價。

2021年9月，國家發改委、國家能源局復函國家電網、南方電網，推動開展綠色電力交易試點工作，中國的綠電交易開啟。

2022年8月，國家發改委、國家統計局、國家能源局三部委發布《關于進一步做好新增可再生能源消費不納入能源消費總量控制工作的通知》，明確了綠證是可再生能源消費憑證，各省和企業以持有的綠證數量作為核算基準。

2022年9月，國家發改委、國家能源局發布《推動電力交易機構開展綠色電力證書交易的通知》和《有序推進綠色電力交易有關事項的通知》，推動電力交易機構開展綠證交易，擴大綠電交易范圍。

2023年2月，國家發改委、國家財政部、國家能源局發布《關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知》，明確享受可再生能源補貼的綠色電力，參與綠電交易時獲得的溢價收益等額對沖可再生能源補貼或歸國家所有，擴大了綠電供應。

綠證即綠色電力證書，是可再生能源電力消費的憑證，每1000度可再生能源發的電可以產生一個綠證。這意味著一個年發電量1億度的企業，可以得到10萬張綠證。此前，國內的綠證只能在可再生能源信息管理中心自愿認購，2022年9月之后，市場主體可以在電力交易中心交易綠證，價格由市場決定。

前述幾份文件，從不同維度完善了可再生能源的綠色市場機制。未來，平價和市場化的可再生能源電量，可以在綠電、綠證市場，獲得“綠色溢價”的回報。

綠證成為可再生能源消納的憑證，在政策設計中成為貫穿交易、考核的基礎機制。中國的綠證從過去的自愿認購，到和市場交易并存，并作為核算基準。綠證制度本身正面臨變革，迎來重構。

綠色電力的消費需求，是全球低碳轉型浪潮的產物。氣候變化逐漸成為全球共識，許多企業發布了自身實現碳中和的路線圖，采購綠電而非化石能源電力，是關鍵舉措之一。在國際上，也有諸如“100%可再生能源項目”（RE100）“綠色電力伙伴項目”（GPP）等機構，推廣綠電消費。

綠證機制的出現，與電力的特殊商品屬性有關。盡管發電有煤電、水電、新能源、核電等不同的品種，但對于電力的用戶而言，都是使用接入電網的電力，電一旦上網，就無法再區分開。如何證明自己使用了綠色電力，就需要給綠電一個“身份證”，即綠證，并為其設計配套的市場體系，買方可以采購綠電或者綠證，可以證明自己使用了綠電。

在歐洲，無補貼的綠電可以通過購電協議（PPA，Power Purchase Agreement）來采購，綠證則有電力來源擔保機制（GO，Guarantee of Origin）來核發，綠電和綠證交易并存。在美國，PPA同樣是常見的綠電交易機制，綠證方面，有可再生能源配額制（RPS）和可再生能源綠色電力證書（REC）配套的綠證機制。此外，國際上還有第三方的國際可再生能源證書（I- REC）、國際可再生能源交易工具（APX Tigrs）等綠證機制。在國內綠證交易還未普及之前，遠景科技就曾為國內蘋果供應鏈企業采購過國際綠證。

在中國， 2017年，國家發改委、國家能源局、國家財政部三部委聯合發布《關于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》，開啟了中國自愿認購綠證的交易機制。這一機制下，國家可再生能源信息管理中心負責向提出申請的企業核發綠證，個人和企業可以在認購平臺上自愿認購掛牌的綠證，其價格與補貼掛鉤，出售綠證的新能源電量不再享受度電補貼，因而每張綠證貴至一二百元，交易并不活躍。

2021年5月開始，大量無補貼平價新能源項目的綠證開始上線，交易活躍度有所提高，平價綠證價格可低至50元/張以下。但總體而言，被認購的綠證數量只是少數，且大部分是平價綠證。

隨著可再生能源裝機不斷增長、補貼退出、電力市場改革的逐步推進，以及市場主體采購綠電的需求浮出水面，開展綠電、綠證交易成為電力市場改革新的著力點。

2021年9月，中國開啟綠電交易。首批交易中，綠電交易價格比中長期交易價格溢價3分到5分左右，這一溢價，意味著通過市場的方式體現了新能源的“綠色溢價”。

起步階段，中國并未開啟單獨的綠證交易，而是根據綠電交易的結果，將綠證同步從發電企業劃轉至購買綠電的電力用戶，即所謂的“證電統一”模式。

綠證和綠電是統一交易還是分開交易，是業內所謂“證電統一”還是“證電分離”的分歧。統一，意味著電能價值和環境價值捆綁交易；分離，意味著二者在不同市場分開銷售。

2022年8月國家發改委、統計局、能源局下發的文件中，明確了“綠證”（可再生能源綠色電力證書）是可再生能源電力消費憑證，省級行政區域和企業以持有的綠證作為核算基準，并提出綠證原則上可以轉讓，推進綠證交易市場建設。該文件明確，“十四五”期間每年新增的可再生能源消費量在能源消費總量考核時予以扣除。

2022年9月下發的綠證交易文件，拓展了綠證的交易形式。綠證目前由國家可再生能源信息中心核發，劃轉至電力交易機構，由北京、廣州兩大國家級電力交易中心組織交易。隨著綠證交易的開啟，業內一度爭論的“證電分離”還是“證電統一”模式事實上并存，市場主體可以自主選擇采取何種交易，綠證是銜接兩種交易的基礎計量單位。

在交易中心開展的綠證交易，當前可以采取掛牌和自愿認購的方式，未來也有可能引入集中競價交易。不過《財經》記者從兩網交易中心專家處了解到，目前企業更愿意購買綠電，“證電統一”的綠電交易，可以同時鎖定電量、用電成本和綠色屬性。

新下發的推進綠電交易的文件則在此前的綠電交易基礎上，鼓勵跨國公司及產業鏈企業、外向型企業、行業龍頭企業、央企國企、高耗能企業和東部發達地區增加綠電消費，擴大綠電的消費市場。

綜合來看，可再生能源的市場機制頂層設計基本確立。平價新能源項目可以參與綠電、綠證交易，從而在市場中獲得其環境屬性價值；市場主體可以自己選擇是購買綠電還是綠證；綠電、綠證都在電力交易中心組織交易，其中綠證由可再生能源信息中心核發，劃轉至電力交易中心。

資料來源：《財經》記者采訪整理。制表：顏斌

和綠電交易開啟時優先組織無補貼的風電、光伏類似，交易中心組織的綠證交易初期集中在完全市場化的綠色電力或由電網企業保障性收購的平價可再生能源項目。

這一限制的背后，是為了避免可再生能源項目的環境屬性重復計算。

簡單而言，如果一個可再生發電項目已經享受到了國家的財政補貼，則意味著財政已經為其支付了環境屬性價值。而參與市場的新能源電量和電網保障收購的平價新能源項目，只在市場中獲取了電能的收益，其環境屬性的收益沒有拿到，因此發電企業可以將附加收益拿去綠證市場中去交易。

據《財經》記者了解，為了保障供給，國家可再生能源信息管理中心所核發的平價綠證，大部分已經劃轉至交易中心。在初期，交易方式以雙邊協商為主，買賣雙方在場外協商好量、價之后，在北京、廣州交易中心完成登記。

交易周期方面，和綠電有所不同，綠證每日都可以交易，這是綠證交易更加靈活的體現。與之相比，綠電交易本質上是專屬新能源的中長期交易，因此以月度、年度交易為主。

目前起步階段，綠證交易還不支持二次流轉，也未對第三方開放。綠證還只能從發電企業賣到電力用戶。個人、第三方、金融機構還無法在綠證交易市場中參與交易獲利。

北京電力交易中心披露的數據顯示，2022年9月開啟綠證交易以來，國家電網經營范圍內截至2022年底累計交易綠證145萬張，均價28.1元/張。廣州交易中心5月31日披露的數據，2022年9月南方五省區啟動綠證交易以來，累計交易約20萬個，交易價格40元/張。

以每1000度生成一個綠證計算，相當于每度新能源電力在綠證市場平均獲得了3分到4分的環境屬性收益。

大量存量的帶補貼新能源項目如何參與綠證交易，也是未來需要解決的問題。綠證交易文件提出，電網保障性收購的含補貼的新能源項目，其附加收益由電網企業單獨收集，以適當方式對沖可再生能源補貼。這一規定為帶補貼項目的綠證交易預留了進一步完善的空間。

簡單理解，電網企業在按照補貼電價收購可再生能源電量的同時，獲得了對應的綠證，這部分綠證如果未來能在綠證市場中獲益，即可抵消一部分財政補貼。

有熟悉交易的專家向《財經》記者舉例假設，一個度電補貼2角的新能源項目，倘若在綠證市場中獲取了每度電3分的收益，那么財政只需再每度電支付1角7分，即對沖了可再生能源補貼。對新能源項目本身而言，度電2角的補貼總額并沒有變化。

含補貼項目的綠證交易和對沖補貼機制具體如何落地還未明確。它可能帶來的問題是，若大量含補貼項目進入綠證市場，由于它們已拿到補貼，賣出綠證的收益用于對沖財政補貼，因此受益方是財政，與項目方關系不大，這有可能讓項目方在綠證市場中報出很低的價格。

有專家認為，可能的解決辦法是，補貼項目的綠證并不參與報價，而是接受無補貼綠證市場的價格去交易。考慮到當前的綠證交易還是以雙邊協商為主，還沒有集中競價交易，因而也缺乏統一可參考的綠證價格。帶補貼項目的綠證交易，還有待綠證的交易規則、規模進一步完善后再逐步明確。

采購綠電、綠證對企業意味著額外的用能成本。那么，究竟是哪些企業在“用愛發電”，額外出錢采購綠電、綠證？

綜合《財經》記者多方了解，當前綠電、綠證的采購主體可以總結為這五類企業：外企在華分支企業、外企在華供應鏈企業、出口型企業、科技公司和部分行業頭部公司。

如前文所述，綠色能源的消費需求是全球低碳轉型趨勢催生的產物。具體到用戶側，依靠的是認可這一理念的頭部公司制定其自己的碳中和路線圖，其中往往有明確的綠電采購要求。并且，一般也會對供應鏈企業提出類似要求。

每1000度可再生能源發的電可以產生一個綠證。圖/視覺中國

2021年9月首批綠電交易啟動時，寶馬一次鎖定了27.8億度電量，是首批綠電交易中最大的一筆。《財經》從華晨寶馬獲悉，這筆綠電采購，以及工廠自身約3萬千瓦的光伏裝機，確保了其沈陽工廠2025年年底前幾乎全部電力來自可再生能源。

這筆交易的背后，是寶馬自身碳中和路線圖的要求。寶馬提出到2030年單車碳排放比2019年降低40%，其中供應鏈降低20%，到2050年實現全價值鏈碳中和。因此，寶馬的在華供應鏈企業也受到約束，《財經》記者曾走訪同處沈陽的寶馬內飾供應商金杯延峰，該公司也參與了綠電交易，2022年開始，其供應寶馬的產能100%使用綠電。

另一典型企業是德國化工巨頭巴斯夫。巴斯夫在廣東湛江投資了大型一體化基地，總投資額100億歐元，首批裝置2022年投產，整個基地2030年全部建成。2021年6月，巴斯夫與華潤電力在廣東電力交易中心達成首筆可再生能源交易，確保首批裝置100%可再生能源供應；2021年3月，巴斯夫又與國家電投簽署為期25年的可再生能源合作框架協議，目標是到2025年實現其他裝置的100%可再生能源供應，較原計劃提前五年。

汽車主機廠、制造類科技企業及其產業鏈上的制造企業，是在碳中和議題上行動最早的兩類企業。

蘋果公司提出到2030年全產業鏈實現碳中和，這一全范圍碳中和的時間目標要明顯早于其他企業，也促使其國內的代工廠如富士康、立訊精密等在積極采購綠電、綠證。

《財經》記者在綠證自愿認購平臺上發現，2022年11月24日，立訊精密旗下常熟、滁州、浙江的三家分公司共采購了32000張平價綠證。11月28日，立訊精密旗下的江西立訊智造公司又采購了68000張平價綠證。北京電力交易中心的年初披露的綠證交易情況也顯示，江西立訊智造在交易中心購買的綠證數量位居第五。

出口型企業中，為了滿足海外市場對產品碳足跡的要求，部分企業也有采購綠電的需求。事實上，早在全國綠電交易開啟之前，省級的綠電試點突破就不乏出口企業的身影。2020年11月，出口紡織企業申洲國際在浙江電力交易中心買到“綠色電力交易憑證”，2021年4月，云南電力交易中心為隆基綠能開具“綠色用能憑證”。

科技公司方面，國內的互聯網巨頭也在參與綠電交易。2021年9月，阿里巴巴在冀北交易中心采購了1億千瓦時光伏電力，用于2021年四季度供電，在國內首次實現數據中心大規模使用可溯源的綠色電力。

報告還披露，2021年11月，銀泰通過浙江電力交易中心向大唐電力采購3000萬千瓦時綠電，這是浙江首批百貨零售行業綠電交易。《財經》記者從大唐浙江公司了解到，隨后2021年12月，雙方又達成一筆2000萬千瓦時綠電采購。這批綠電的主要來源是大唐浙江公司投產于2021年6月象山長大涂灘涂光伏項目，該項目裝機30萬千瓦，屬于無補貼項目，主要的綠電買方是阿里銀泰，也有部分賣給了售電公司，通過綠電交易，這一平價項目的部分電量拿到了高于當地燃煤標桿電價的收益。

國家電網總部通過參與綠電交易，與山西光伏企業達成交易電量1200萬千瓦時，實現西單總部、都城大廈兩個辦公區2022年下半年100%使用綠色電力。南方電網2023年將從國家電投、廣東能源集團購買綠電6000萬千瓦時，實現南方電網生產科研基地用電全額使用綠電。

除了這類主動消費綠電、綠證的企業之外。2022年9月下發的推進綠電交易的通知中還提出，中央企業、地方國企、高耗能企業、地方機關、事業單位綠電消費原則上應超過全社會平均水平，不低于當地可再生能源消納責任權重。能效水平低于標桿水平的高耗能企業應制定具體方案，在三至五年逐步實現全量或高比例綠電消費。

縱觀綠色市場機制從頂層設計到落地實施的過程，總體展現了謹慎有序的節奏：“證電分離”和“證電統一”模式有分歧，就先推進更成熟的綠電交易，再推進綠證交易；帶補貼項目的環境屬性如何定價尚不明確，就先放開市場化電量和平價項目進入綠色市場交易。

綠色交易機制雖然搭建出框架，并明確了綠證作為可再生能源消費憑證的角色、但隨著電力市場改革的推進，新能源裝機的快速增長，未來也面臨諸多實操上的難題需要解決。

資料來源：AIB

資料來源：AIB

總結來看，近兩年的政策設計重構了綠證的角色，從此前自愿認購，變成了更加核心的綠色權益基礎計量工具，并與交易、考核、流轉、配額多個制度環節相關。但目前的綠證，距離政策為它設定的核心角色還有一段距離。

首先是綠電、綠證交易仍然規模太小，可再生能源在電力市場中處于劣勢地位，而在綠色市場中獲得的收益仍然有限。

據中電聯最新披露的電力市場交易簡況，2023年1月至5月，全國各地電力交易中心累計完成交易電量2.19萬億千瓦是，其中綠電交易174.3億千瓦時，僅占0.8%。而綠證交易規模更遠小于綠電交易規模。

中電聯在2022年11月初發布的《新能源參與電力市場相關問題研究報告》中指出，新能源綠色價值沒有充分體現，不利于能源綠色轉型，當前新能源綠色價值的配套政策相對滯后，綠色電力配額制尚未真正落地實施，綠證自愿認購的激勵機制不足，綠色電力消費環境溢價的效益未體現，綠色電力消費證明缺乏唯一性。

北京電力交易中心副總經理龐博在2023年3月的電力市場學術年會上介紹，用戶側綠色消費的積極性未能得到充分激發，原因之一是可再生能源消納保障機制對市場主體約束力弱，消納責任權重設置較為寬松，大部分省份通過電網統一采購完成考核，消納責任難以落實到綠色消費主體。

為了促使更多用戶采購綠電，中電聯在前述報告中提出，建議2025年前的過渡期采用“保障性消納+市場交易”的模式，在市場價基礎上增加溢價補貼，將消納責任權重從各省分解到售電公司和電力用戶。

第二階段（2025-2030年）全面實施“強制配額制+綠證”制度，作為新能源平等參與市場的前提條件，政府確定用戶用電量中新能源配額比例，用戶通過購買綠證完成配額責任。第三階段（2030年后），新能源全面參與市場交易，形成“市場+綠證”的運轉機制。

其次，隨著綠電、綠證交易推出，當前中國并存多重綠色市場機制，其他典型的還包括碳市場、CCER（國家核證自愿減排量）交易。不同綠色市場機制之間，要避免重復，做好銜接。

中電聯在前述報告中指出，要理順“電-證-碳”市場的關系，電力市場負責電力商品交易，綠證市場負責可再生能源的綠色電力屬性，碳市場負責約束化石能源的溫室氣體排放確保綠色環境權益的唯一性，加強各個市場平臺的數據交互，打通綠證與碳市場之間的流通環節。

一位交易專家表示，目前綠證、綠電的銜接比較完善，但綠電與碳市場、CCER之間的銜接還不成熟。

規則設計的技術問題之外，管理機制的協調也不可忽視。目前，電力交易、綠電綠證交易主要由國家發改委主管推動，在電力交易中心組織實施。而碳市場、CCER主要由生態環境部主管推動，在環境交易所組織實施。不同減排機制的協調銜接，更離不開主管部門厘清管理權責，互相配合。

不同減排機制的銜接不足也影響了綠電的消費需求，龐博表示，當前中國綠電綠證相關制度與可再生能源消納保障機制、能耗雙控、碳市場等政策缺乏互認、銜接機制，導致綠電綠證應用場景不足，影響企業購買積極性。

第三，綠證作為綠色電力的消費憑證，目前的核發機制還有大量遺漏，遠遠沒有做到覆蓋全部綠色電力。

目前的綠證核發機制由可再生能源企業申請，國家可再生能源信息管理中心核發，面向集中式的風電、光伏項目。這意味著有大量新能源項目如果沒有提交申請，就沒有綠證。在自愿認購綠證時期，這一機制并無大問題。但當綠證成為可再生能源消費的唯一憑證，并與地方、企業考核掛鉤，核發覆蓋全部可再生能源電量就變得十分必要。

另一方面，當前綠證面向集中式的風電、光伏核發，而目前分布式光伏已經成為光伏開發的主力軍。2022年，中國光伏新增裝機達到創紀錄的8740.8萬千瓦，其中分布式裝機5111.4萬千瓦，占比58%。而在當前的核發機制下，分布式光伏還無法核發綠證。

被漏掉的還有其他綠色電源。在歐洲的GO綠證機制中，水電是最大的綠證來源，占據了半壁江山，并且部分國家認可核電綠證。

在中國，水電同樣是最大的綠色電力來源，但目前還沒有對水電核發綠證。此次綠證交易文件也未涉及對其他綠色電源核發綠證，但在綠電交易文件中提出條件成熟時將綠電交易擴大至符合條件的水電、生物質發電、光熱發電、地熱發電等各類可再生能源發電，核電則暫未提及。

第四，綠證本身的流轉、跟蹤、交易機制等各個環節還有待進一步完善。

中國在2017年開啟綠證自愿認購之后，又在2019年由國家發改委、國家能源局聯合發布《關于建立健全可再生能源消納保障機制的通知》，按省級考核可再生能源消納責任權重，即該省的可再生能源消費需要達到一定比例以上，并提出可再生能源和非水可再生能源兩大指標來考核，后者側重推進風電光伏的消納。這一考核與全國能源消耗總量和強度“雙控”考核掛鉤。對于沒達到消納責任權重的省份，可以認購自愿綠證，或組織超額消納量交易來達到要求。

考核消納責任權重的“配額制”要求，與通過綠證數量來進行考核，即“配額制”加綠證制度，構成了未來的基本框架。

不過這一考核機制此前是考核綠電的電量，而如今確立綠證角色之后，是否會調整至考核綠證數量，還未明確。與綠證相關的流轉、跟蹤、核查體系如何完善，還需要可操作的執行細則。

此外，當前綠證的交易在北京、廣州兩大交易中心進行，以掛牌和雙邊協商的交易形式為主，還沒有開展集中競價。換言之，綠證的價格主要在場外形成，還沒有一個完全公開透明的綠證價格機制。與之相比，碳市場每日由上海環境能源交易所發布成交數據及價格，盡管交易量仍然不大，但至少提供了可供市場主體參考的價格信號。

有受訪專家認為，隨著市場不斷成熟，未來要像電力市場改革方向一樣，推動建設全國統一的綠證市場，形成公允的綠證價格信號。市場主體就可以結合自己的情況，選擇不同的交易品種。

另一個未明確的綠證流轉問題在于，還未進入電力市場的相當部分含補貼新能源電量，是由電網保障性收購，然后賣給了居民、農業等優先用戶使用。這部分電量本身帶有補貼，財政已經為其環境屬性付費，而其對應的綠證由電網歸集后，其收益是返還財政，還是由電網保留，還是歸電力用戶，還是以其他方式交易、分配？

綠電、綠證的考核機制也還需要進一步分解。此前有東部地方發電集團對《財經》記者表示，省內有高耗能企業來咨詢過綠電交易，以期未來能夠通過綠電抵扣部分用能指標的限制。但由于省內一直未明確具體政策，高耗能企業只是咨詢，并未采購綠電。

2022年8月三部委發布的《新增可再生能源電力消費量不納入能耗總量控制的有關通知》，不僅明確了綠證作為可再生能源消費的基本憑證，也明確了不納入總量控制的新增可再生能源界定范圍、考核周期等細節，但各省級政府仍需出臺配套文件，讓電力用戶得以落地操作。