中國儲能網(wǎng)訊：自2017年啟動綠證認購制度以來，我國對可再生能源環(huán)境權益機制的持續(xù)探索超過７年，綠電、綠證市場規(guī)模逐步擴大，市場機制持續(xù)優(yōu)化完善，以綠電綠證賦能出口、約束能源生產(chǎn)和消費、通過相關機制收益接續(xù)補貼政策促進可再生能源發(fā)展的路徑逐漸清晰。2024年，隨著多個頂層設計型文件陸續(xù)出臺，綠電、綠證市場熱度陡增。但由于各種原因，證電“分離”與“合一”之爭尚未平息，我國綠電、綠證在國際市場的有效性和通用性需要進一步落實；同時還存在應用場景不夠清晰，綠電綠證價格出現(xiàn)背離現(xiàn)象等問題，這些都在相當程度上制約了綠電和綠證機制的健康運作。本文嘗試對我國綠電和綠證機制的沿革進行簡單梳理，基于自身工作實踐對市場現(xiàn)狀進行考察，希望相關認識對我國綠電綠證機制的健全完善盡綿薄之力。
我國綠電、綠證機制發(fā)展歷程
2015年3月，中發(fā)9號文印發(fā)，啟動了新一輪電改，為可再生能源參與電力市場與綠電、綠證的發(fā)展奠定了基礎。為解決可再生能源補貼缺口問題， 2017年1月，開始試行綠證自愿認購制度。但由于應用場景較為稀少，很長一段時間，綠證市場基本處于有價無市的狀態(tài)。
隨著棄風棄光壓力逐步增大，為引導需求側主動消納可再生能源，2019年5月，可再生能源電力消納保障機制建立，要求按省級行政區(qū)域設定可再生能源總量和非水電消納責任，可通過認購綠證等方式來完成責任。消納責任機制的建立為提高可再生能源利用率、促進綠證消費開辟了新渠道，該文發(fā)布后綠證的交易量有所提高。但由于消納責任未實際分解到終端電力用戶等原因，交易成交量未達預期。
在全球碳中和的大勢下，電力行業(yè)發(fā)生巨變。2021年6月，國家發(fā)展改革委《關于2021年可再生能源上網(wǎng)電價政策有關事項的通知》印發(fā)。同時RE100等國際綠色發(fā)展倡議影響力持續(xù)擴大，我國與歐美碳市場發(fā)展迅速，用戶側采購綠電、綠證的訴求持續(xù)擴大。2021年9月，《綠色電力交易試點工作方案》獲得國家發(fā)改委、國家能源局正式批復，標志著“證電合一”的綠電交易模式正式開啟。綠電消費量迅速擴大。另外，平價可再生能源項目的批量并網(wǎng)使得綠證的價格迅速下降，綠證的消費量逐步攀升。
同時，自2021年7月全國碳市場啟動以來，自愿減排市場（CCER）、綠電、綠證等機制不銜接引發(fā)了廣泛爭議，不同部委管理條線的區(qū)分、視角的不同、政策著力點不同，引起了外界對環(huán)境權益重復性計算的爭論，對國內綠電、綠證的公信力和權威性造成不利影響，一定程度上阻礙了我國綠證的國際認可。
近年來，政策與市場雙向發(fā)力推動綠電、綠證市場格局漸成。2022年8月，國家發(fā)改委、 國家統(tǒng)計局、國家能源局《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有關工作的通知》要求新增可再生能源電力消費量不納入能源消費總量控制，以綠證作為認定憑證。2023年8月，國家發(fā)改委、 財政部、國家能源局發(fā)布的《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》明確對全部可再生能源電量核發(fā)綠證。2024年2月，政策更進一步，國家發(fā)改委、國家統(tǒng)計局、國家能源局發(fā)布《關于加強綠色電力證書與節(jié)能降碳政策銜接 大力促進非化石能源消費的通知》（發(fā)改環(huán)資〔2024〕113號）明確非化石能源不納入能源消耗總量和強度調控，綠證交易電量納入節(jié)能評價考核指標核算。同時，生態(tài)環(huán)境部相繼對鋁冶煉、水泥行業(yè)溫室氣體排放核算與報告指南征求意見，對市場化綠電在碳排放核算中的計算機制進行了部分明確，初步促進了碳市場與綠電市場的銜接。系列政策組合拳，促進了綠證的消費，推動能耗指標緊張省份綠證交易量大幅增長。
綠電、綠證市場觀察
綠電、綠證的消費側應用
根據(jù)市場調研，目前用戶采購綠電、綠證的用途主要有降低國內碳市場排放、應對歐盟碳邊境調整機制（CBAM）、進行綠色低碳行業(yè)聲明、完成可再生能源消納責任、完成能耗考核、企業(yè)宣傳等。下表簡要概括綠電和綠證針對不同用戶類型不同應用場景的適應性。
對國內控排企業(yè)碳排放的核算。由于尚未建立相關核算體系、綠證不受網(wǎng)架約束可能存在重復計算、管理部門不同等因素，綠證目前無法直接用于碳排放計算。對于綠電交易，鋁冶煉行業(yè)、水泥行業(yè)溫室氣體排放核算與報告指南的發(fā)布表明全國碳市場開始逐步認可綠電的零碳屬性，但具體實操層面能否落地還有待觀察。而北京、上海、深圳等地方碳市場部分明確綠電可以抵扣碳排放，初步推進了電碳銜接，但機制設計遠未完善。如2023年6月上海市生態(tài)環(huán)境局發(fā)布《關于調整本市碳交易企業(yè)外購電力中綠色電力碳排放核算方法的通知》（滬環(huán)氣候〔2023〕89號），明確“通過北京電力交易中心綠色電力交易平臺以省間交易方式購買并實際執(zhí)行、結算的電量，其外購綠電排放因子調整為0 t CO2/104kWh”，此舉有利于上海提高省間綠電的消納。但意味深長的是，上海市內綠電仍按照全市電力排放因子平均值計算排放。
歐盟CBAM對電力間接排放的核算。根據(jù)CBAM相關實施細則及官方問答，只有實際消耗了的清潔能源才可在計算碳排放時進行抵扣，而歐盟來源擔保證書等綠證所代表的形式上的減排量，是不允許在核算CBAM規(guī)則下的碳排放量時進行抵扣的。這排除了綠證抵扣電力間接排放的可能。而對于綠電，目前歐盟指引性文件里認可的綠電消納方式包括自發(fā)自用、遠距離采購以及通過簽署電力采購協(xié)議，目前多數(shù)觀點認為綠電可適用于“直接技術連接或購電協(xié)議”；根據(jù)部分出口企業(yè)的反饋，在實際進行過渡期申報時，CBAM傾向于認可國內綠電單獨計算間接排放，即企業(yè)采購的綠電可能被認可為碳排放為0。后續(xù)需持續(xù)關注CBAM規(guī)則的完善與實踐。
需要關注的是，4月30日，歐盟發(fā)布《電動車電池碳足跡計算規(guī)則草案》征求意見稿，要求電力消費碳足跡應使用“國家平均電力消費組合”，直連電力方式除外。按照該草案，除了自發(fā)自用方式，企業(yè)采購綠電仍按照全網(wǎng)平均水平計算碳排放，“綠電”與“綠證”均無法用于碳足跡降低。由于中國以煤為主的資源稟賦與發(fā)展階段特性，這將削弱中國電動車電池企業(yè)的競爭優(yōu)勢，同時更需警惕類似規(guī)則向其他領域蔓延。
在相關行業(yè)倡議的應用。典型的行業(yè)倡議如RE100，要求加入的公司需承諾不晚于2050年100%使用可再生能源電力，企業(yè)可選擇自己生產(chǎn)和購買綠色電力來實現(xiàn)可再生能源使用目標，其中包括物理購電協(xié)議（物理PPA）、金融購電協(xié)議（金融PPA）、與電力供應商簽署的協(xié)議、能源屬性證書等，我國的綠電與綠證基本可納入上述范疇，滿足RE100的要求。但國內綠證由于可能存在與CCER的重復計算問題，最新的“常見問題解答”（FAQs）要求使用我國綠證的企業(yè)要提交其綠證擁有全部的環(huán)境屬性的可信聲明。
在可再生能源消納責任機制中的應用。對于可再生能源消納責任，國家相關文件明確國內的綠電、綠證均可用于完成總量與非水電消納責任。但目前主要的消納責任主體是各省級行政單位與電網(wǎng)企業(yè)，終端電力用戶并未實際進入該應用場景。
在能耗“雙控”考核中的應用。發(fā)改環(huán)資〔2024〕113號文明確綠電與綠證均可抵扣能源消費總量與強度指標，大大拓展了綠電、綠證的應用。由于使用綠電仍受到電網(wǎng)物理約束，采購綠證成為了完成能耗考核的最便捷措施。2024年初，文件發(fā)布后，存在能耗缺口的省份迅速開始要求轄區(qū)內能耗用戶采購綠證。但能耗“雙控”的考核責任主體是各省，而采購綠證的主體——各電力用戶并不承擔能耗考核責任，權責不對等導致供需錯配。2024年初，華東各省開始逐步引導用戶側參與到綠證交易，探索全社會參與綠色消費的模式，盡管此舉在一定程度上刺激了綠證消費，但應該看到，行政手段的強大力量凸顯了市場作用的渺小，短暫以考核導向制造的需求也不利于市場的長遠發(fā)展。
在企業(yè)宣傳或零碳聲明的應用。對于企業(yè)基于體現(xiàn)社會責任進行的宣傳、聲明、ESG報告等活動，綠電、綠證理論上均能發(fā)揮出其功效。但是仍要關注可能存在的“漂綠”風險。2024年1月17日，歐洲議會表決通過“為綠色轉型而賦能消費者”方案，它將禁止產(chǎn)品或服務提供者做出基于溫室氣體排放抵消（Offsets）的環(huán)境影響聲明，這是歐盟打擊“漂綠”行為的一項重要立法舉措。2024年4月初，市場傳聞科學碳目標倡議（SBTi）董事會宣布計劃更新企業(yè)凈零目標的設定標準，“擴大環(huán)境屬性證書（EAC）（如減排信用額）的使用范圍，以幫助解決范圍三排放問題”，但在引起強烈反響后，隨后又聲明“SBTi 現(xiàn)行標準未作任何更改”。這反映出行業(yè)內外對“綠證”等信用證書能否實際起到宣傳中作用的質疑。
綠電、綠證的供給側主體適應性
4月19日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《電力中長期交易基本規(guī)則——綠色電力交易專章（征求意見稿）》規(guī)定，“綠色電力是指符合國家有關政策要求的風電、太陽能發(fā)電、常規(guī)水電、生物質發(fā)電、地熱能發(fā)電、海洋能發(fā)電等可再生能源發(fā)電項目所生產(chǎn)的全部電量”“初期，參與綠色電力交易的發(fā)電側主體為風電、光伏發(fā)電項目”。而4月26日，國家能源局發(fā)布的《可再生能源綠色電力證書核發(fā)和交易規(guī)則（征求意見稿）》規(guī)定，“對風電、太陽能發(fā)電、生物質發(fā)電、地熱能發(fā)電、海洋能發(fā)電等可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電量，以及2023年1月1日（含）以后新投產(chǎn)的完全市場化常規(guī)水電項目上網(wǎng)電量，核發(fā)可交易綠證”“對項目自發(fā)自用電量和2023年1月1日（不含）之前的常規(guī)存量水電項目上網(wǎng)電量，現(xiàn)階段核發(fā)綠證但暫不參與交易?！?
行業(yè)對風電與太陽能發(fā)電的綠色屬性已經(jīng)有了廣泛認可。但對水電等電源品種是否納入“綠色”價值的受益范圍仍存在質疑。目前關于水電對生態(tài)環(huán)境的影響存在一定程度爭議，同時考慮到國家通過重大水利工程建設基金對水電項目進行補貼，現(xiàn)階段我國對2023年以前的存量水電不核發(fā)可交易綠證。而部分核電行業(yè)從業(yè)人員呼吁將核電納入綠色電力體系，則存在較多阻力。
觀察到的幾個相關問題
綠電市場機制，行穩(wěn)方可致遠。我國綠電市場在政府主導下，立意高、行動快，但機制設計需要結合實踐的動態(tài)反饋，不斷糾偏調整，才能真正實現(xiàn)初衷。
CBAM規(guī)定在過渡期“可酌情使用根據(jù)D.4.1（非熱電聯(lián)產(chǎn)裝置）或D.4.2（熱電聯(lián)產(chǎn)裝置）確定的電力排放因子，并由發(fā)電商提供相關報告” 對間接排放進行溯源，對采購的綠色電力進行物理消納。RE100除了認可物理PPA外，還認可金融合約型PPA，即不實際物理交割的電力。而我國的綠電交易在建立之初就要求可溯源，證書核發(fā)“取發(fā)用的較小值”，若能落地，足以滿足 CBAM與RE100對PPA的定義。但實際上我國電力市場建設有待健全，綠電交易與現(xiàn)貨市場的銜接尚未閉環(huán)，物理消納的數(shù)量和可溯源性均難以保障。此外，我國不同地區(qū)的碳市場對綠電認可度存在差異，碳市場對可再生能源的定義和綠電市場對綠色電力的定義還存在不一致，兩個市場政策預期存在不確定性、不連貫性，如區(qū)域排放因子更新節(jié)奏沒有明確時間表，碳市場分配方案與基準線收緊節(jié)奏隨機性大等，這些不僅直接影響我國綠電交易的國際有效性和通用性，而且對綠電在不同電網(wǎng)間的流動也造成困難。
上文分析了綠電相對于綠證的不可替代性，綠電交易主要用于滿足出口型企業(yè)與控排企業(yè)對降低電力間接排放的需求，這些企業(yè)目前大多位于東部地區(qū)，但由于資源稟賦差異，這些地區(qū)的綠電往往稀缺，需借助跨省區(qū)輸電線路從中西部地區(qū)采購綠電。但跨省區(qū)通道輸送的電力往往通過政府間協(xié)議鎖定，其綠色屬性一般無法直接供給單個企業(yè)，在落實政府間協(xié)議后剩余的市場化綠電交易空間有限，且極可能被落地省份優(yōu)先使用或校核，這大大限制了綠電交易的活躍度。
證電分離還是合一？這仍然是個問題。綠電與綠證具有各自定義的環(huán)境價值，在消納責任、能耗抵扣、低碳零碳聲明等場景，二者具有一定的一致性。但綠證與綠電交易的機制建立初衷不同、應用場景不同、供應主體并非完全一致，在交易難度、方式、價格影響因素、交易市場方面存在較大差別?！侗本╇娏灰字行木G色電力交易實施細則（修訂稿）》（京電交市[2023]44號）規(guī)定集中競價方式下綠電交易價格中的環(huán)境溢價統(tǒng)一取平價綠證市場上一結算周期成交均價，通過交易規(guī)則將綠電與綠證進行了價格關聯(lián)。進行這一關聯(lián)的出發(fā)點，也許是為紛亂的綠色市場進行引導。但在實際交易中，綠電交易市場相對供不應求，若用某一周期的綠證價格錨定綠電的環(huán)境溢價，可能導致綠證與綠電的價值失真。批發(fā)市場中，不同周期的綠電交易均需要明確環(huán)境價值的價格；而零售市場中，一般售電公司與零售用戶是年度簽約。當結算時，在同一時間批發(fā)與零售兩側出現(xiàn)四個價格（批發(fā)側電能量價格、零售側電能量價格、批發(fā)側環(huán)境權益價格、零售側環(huán)境權益價格），這導致發(fā)電、售電、用戶三方面對價格機制會產(chǎn)生困惑，甚至發(fā)生交易困難。后續(xù)隨著高頻次的日滾動、現(xiàn)貨交易開市，電能量價格隨時間波動的特性與綠證價格人為的固定將愈發(fā)顯現(xiàn)出二者的差異。
綠證市場，應該成為更好的自己。從業(yè)人員對綠電綠證的區(qū)分尚且存在疑惑，更遑論普通電力用戶與一般消費者，這就為部分投機行為留下了空間。部分用戶無法鑒別綠電、綠證的區(qū)別，以為采購綠證就可以抵扣碳排放與歐盟的CBAM認證，花了冤枉錢，又損害了行業(yè)的聲譽。
結果是“發(fā)改環(huán)資〔2024〕113號”文的發(fā)布擴大了綠證的消費場景，但能耗考核導向決定了綠證的采購需求集中爆發(fā)于考核期間，難以形成穩(wěn)定持續(xù)的需求。在非考核期，可以預見綠證消費量將發(fā)生驟降；同時從能耗雙控到碳排放雙控的轉型進度不清晰，同一時間不同部委進行的能耗考核、原煤總量考核、碳排放考核、碳市場履約并存，給基層市場主體帶來了諸多困惑與實操困難，這些問題的存在不利于成熟的綠證市場形成，建議建立數(shù)據(jù)基礎扎實、邏輯自洽、系統(tǒng)完整的綠色消費體系，逐步引導全社會綠色低碳轉型。
綠電、綠證市場簡析
以下從供需、成本、收益、價格四個維度對綠電、綠證市場進行簡要分析。
供需趨勢
以2023年作為計算年。
供應端，2023年全國風電、太陽能發(fā)電量約1.47萬億千瓦時，按照廠用電率2%測算上網(wǎng)電量約1.44萬億千瓦時；其中2021~2023年新增風電裝機1.6億千瓦、新增太陽能發(fā)電裝機3.58億千瓦，按此測算平價可再生能源上網(wǎng)電量約為8200億千瓦時。由于帶補貼項目參與綠電/綠證交易需抵扣國補，且受到國企決策機制等限制，實際參與市場量非常稀少，可以將8200億千瓦時作為全國綠電、綠證的理論供應量上限。由于受到電網(wǎng)物理網(wǎng)架約束，且不同省份綠電供需存在錯配、需要借助全國大電網(wǎng)進行平衡，綠電交易的實際供應上限計算需根據(jù)各省情況具體分析，此處不再贅述。
綠電需求端，2023年全國綠電交易量只有538億千瓦時。2023年全國化學、非金屬、黑色金屬、有色金屬等傳統(tǒng)高耗能行業(yè)用電量共2.4萬億千瓦時，風能設備制造、可再生能源汽車、光伏設備、紡織業(yè)等出口型企業(yè)用電量共0.31萬億千瓦時。上述行業(yè)用電量合計為2.71萬億千瓦時，假設在政策與市場綜合作用下要求至少20%的用電量為綠電，則0.54~2.71萬億千瓦時為未來綠電交易的潛在需求范圍。即使取最小值0.54萬億千瓦時，也遠大于2023年全國綠電實際交易量，可以說綠電交易需求潛力遠未得到滿足，在交易機制與網(wǎng)架結構不出現(xiàn)根本性改變的情況下綠電供不應求的局面可能長期存在。
綠證需求端，2023年，綠證交易量超兩千萬張。由于應用場景暫不清晰，綠證的市場需求空間存在爭議。假設需求僅限于RE100等行業(yè)倡議，2022年，RE100成員企業(yè)的用電量為4800億千瓦時，其中我國企業(yè)用電量約為440億千瓦時，按照50%的比例去除使用綠電、自發(fā)自用后測算，綠電需求量約為220億千瓦時，考慮一定的增長率后，該數(shù)字基本與2023年綠證實際交易量相當；在能耗“雙控”與綠證銜接政策出臺前，在2021年12月，國務院印發(fā)《“十四五”節(jié)能減排綜合工作方案》（國發(fā)〔2021〕33號）要求京津冀及周邊地區(qū)、長三角地區(qū)煤炭消費量分別下降10%、5%左右”，假設下降的10%、5%的量均由購買綠證實現(xiàn)，對應的發(fā)電量下降約1360億千瓦時，可增加綠證消費量約1.36億張，但這仍遠小于綠證的理論最大供應量8200億千瓦時，可以說綠證交易需求潛力遠未釋放，在沒有政策大幅變化的情況下綠證可能持續(xù)供過于求。
成本水平
綠電發(fā)電成本包括折舊、檢修、運維、試驗、保險、財務等，隨著可再生能源裝機的不斷提升，全網(wǎng)為提升可再生能源消納、維持平衡而產(chǎn)生的系統(tǒng)成本會越來越高，這一成本可能體現(xiàn)在電價、輔助服務費用等環(huán)節(jié)。在當前階段，不考慮額外的制證人力和系統(tǒng)成本、營銷成本等因素，綠電的發(fā)電成本可以簡化按照各省市的基準電價來進行估算。
綠證是可再生能源發(fā)電后的環(huán)境權益認證。相比常規(guī)火電等電源品種，全網(wǎng)為服務可再生能源發(fā)電需要額外支付系統(tǒng)運行成本、消納成本等，因此可以認為綠證的成本接近于全網(wǎng)系統(tǒng)運行費用折合度電單價。目前約為20~30元/兆瓦時，該數(shù)值與今年4月綠證市場的成交價格比較接近，但近兩個月的綠證價格已大幅下跌。
收益粗估
對于綠電，由于目前其主要的需求來源于國內碳市場控排企業(yè)與應對歐盟CBAM的出口型企業(yè)，可按照碳市場價格來測算綠電收益。參照4月12日生態(tài)環(huán)境部、國家統(tǒng)計局《關于發(fā)布2021年電力二氧化碳排放因子的公告》，2021年全國電力平均二氧化碳排放因子（不包括市場化交易的非化石能源電量）為0.5942kgCO2/kWh。根據(jù)全國碳市場2024年4月價格100元/噸測算，即使不考慮時間差帶來的碳價上升，采購綠電收益也有59.4元/兆瓦時；若根據(jù)歐盟碳市場100歐元/噸測算，采購綠電收益還會更高。
對于綠證，目前主要需求場景來自于RE100等行業(yè)倡議，購買綠證會帶來一定的品牌溢價或滿足相關供應鏈準入門檻。而近期新增的抵扣能耗場景屬于政府考核導向，購買綠證主要用于規(guī)避政府可能的施壓或處罰，具體收益需一事一議，此處暫不進行量化計算。
價格簡析
對于綠電，其市場價格主要跟隨電能量價格波動，并疊加一定的環(huán)境溢價，按照主管部門設計可按照中長期電力市場價格加綠證價格來進行大致估算。但前文提到的綠電與綠證的價格走向近期出現(xiàn)了明顯的背離；而部分省份如山東、廣西等針對綠電設置了收益回收機制，導致綠電價格出現(xiàn)扭曲；部分現(xiàn)貨長周期運行地區(qū)的分時電能量價格計算尤為復雜，再疊加環(huán)境溢價已經(jīng)與綠電的實際價格發(fā)生巨大差異。因此綠電的市場價格需根據(jù)每個省的情況進行具體分析。
對于綠證，根據(jù)2024年4月我國綠色電力證書交易平臺數(shù)據(jù)，其市場成交價格從2~30元/張不等，除去成交量稀少的日期，平均成交價格約為15元/張。
我國綠電、綠證市場的積極探索，為促進綠色轉型發(fā)展提供了有力支撐。同時應該指出，主管部門之間的無縫銜接、綠電與綠證市場的各自功能的體現(xiàn)、綠色認證消費體系的建立健全等工作亟待開展。我國經(jīng)濟的發(fā)展歷來是有為政府和有效市場的有機結合推動實現(xiàn)的，形勢越是復雜嚴峻，越是期待體制優(yōu)勢有為彰顯，通過加強統(tǒng)籌協(xié)調，動態(tài)優(yōu)化頂層設計，盡快消除疑惑，盤活有效市場，實現(xiàn)綠色賦能。
