我国绿证制度总结

一、概述

绿色电力证书("绿证")，一般也称为TGC (tradable green certificate)或者REC(renewable energy certificate)，其代表了可再生能源所生产单位电量(通常采用1MWh)的大气环境贡献。

 

从环境经济学角度，大气是自然资本和公共品，再生能源发电和温室气体排放产生的正、负外部性效应，分别可以通过(i)绿证交易制度对大气环境贡献进行补偿; (ii)碳排放交易制度对大气环境使用进行付费的市场化机制予以解决。

在绿证机制下，可再生能源发电企业产生了绿证和上网物理电量两个分别和独立的商品，绿证价格体现了可再生能源发电对环境贡献的经济价值，电价体现了物理电量的商品价值。生产的电接入电网后，即发生混同，无法区分来源，通过绿证发行和交易的机制可以解决购买绿电的确定性。

简单的示意如下：

 

目前包括欧美、日本、韩国等国家都在可再生能源电力领域设立了绿证交易机制。交易市场可分为强制和自愿交易两个市场。

强制交易市场是在配额基础上设定的，其核心是对电力销售和/或用电主体("责任主体")的电力销售或者消耗设定约束性的可再生能源电量销售或者消耗指标，同时对满足条件的可再生能源发电企业发放绿证。责任主体可以通过绿证交易市场购买绿证，用于满足配额要求。

以美国为例，截止至2015年3月，29个州和华盛顿地区设定了强制性配额制度(renewable portfolio standard，"RPS")，额外8个州通过了非约束性配额。尽管各州RPS对于发电所涵盖的可再生能源种类、配额指标比例、不同可再生能源发电所生成的绿证数量等有所不同，但"配额+绿证"是强制市场的核心特征，电力供应商需要按照可再生能源电力占其整体电力供应的百分比，完成可再生能源电力的采购销售。电力供应商可通过自建可再生能源电厂、向可再生能源电力企业购电或者购买绿证的方式，满足配额指标。

对于自愿交易市场而言，绿证购买方主要是责任主体之外的企业或者个人，其购买绿证的目的是表明其对可再生能源发展的支持或者作为其履行企业社会责任的一种证明。

在绿证交易方式上，其可与电力捆绑交易(bundled REC)，也可以单独交易(unbundled REC)。

我国的自愿绿证体系

我国的自愿绿证体系由证电分离的自愿认购制度和证电合一的绿电交易制度组成。

A. 证电分离的绿证自愿认购制度

a) 电价补贴

2017年1月，国家发展改革委、财政部、国家能源局于颁布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》("132号文")，国家可再生能源信息管理中心("信息中心")也制定了《绿色电力证书自愿认购交易实施细则》，前述两个规定构成了绿证自愿交易的基本框架。

132号文下的自愿认购机制实际上反映了我国再生能源电力价格体系所面临的补贴资金缺口问题。

《可再生能源法》第十九条和第二十条规定了我国可再生能源电价的基本原则，"标杆差价+补贴"是我国可再生能源电价所采用的基本模式，其本质属于固定电价模式。简单地说，国家对非水可再生能源发电，按照经营期定价原则，设定固定的标杆电价(包括按照资源区划分的风电和光电标杆电价等)，其与脱硫燃煤标杆电价之间的差额部分，则通过向电力用户征收可再生能源电力附加的方式，进行补贴。

从2011年起，补贴由可再生能源发展基金发放，进入补贴目录的可再生能源发电项目电费收入分为两部分，第一部分为购电方支付的脱硫燃煤标杆价，第二部分电价补贴，由可再生能源发展基金发放后，由电网企业转付至可再生能源发电企业。

前述电价制度对于促进我国可再生能源发电起到了非常积极的作用，但缺点在于可再生能源标杆电价很难及时反映可再生能源电力生产成本，而且挂钩燃煤标杆电价会对补贴幅度产生较大影响，在燃煤标杆电价下降，但可再生能源标杆电价维持不变甚至上涨的情况下，补贴资金势必出现较大缺口。

b) 自愿交易特点

132号文所设定的绿证自愿交易制度主要目的是解决当时可再生能源电力补贴敞口和迟延发放的问题。因此，132号文下绿证自愿交易有如下特点：

核证项目范围受限：核证项目须满足两个核心条件：(a) 属于可再生能源电价附加资金补贴目录内的项目；且(b)仅仅包括陆上风电和光伏项目(分布式光伏项目除外)。

绿证价格受限：绿证价格不得高于可再生能源电价附加资金补贴金额。

绿证交易受限：绿证只存在认购，不存在二次交易和二级市场，买方在交易成功后取得绿色电力认购证明("认购证明")，其所认购的绿证将被自动注销，不得再次交易。

证电分离：发电企业按月(每月25日之前)在线报送上一个月的项目结算电量信息(并提供上月电费结算单、电费结算发票和电费结算银行转账证明文件等三个核心证明材料)，信息中心每MWh(即1000kWh)结算电量对应1个绿证原则进行绿证核发。对于认购方而言，绿证和绿证对应的电量消费是分离的。

补贴冲抵：风电、光伏发电企业出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。

132号文设立的绿证自愿交易制度主要是为了解决纳入补贴目录下风、光电的补贴敞口，这意味着没有纳入补贴目录的风、光电项目以及其他可再生能源电力项目(比如水电)无法按照132号文取得绿证。同时，绿证交易成功后，绿证被自动注销，买受人得到的不是绿证，而是认购证明，也使得绿证本身并不具备流动性，其实质上属于绿证所对应电量下补贴金额的提前回收。

值得注意的是，国家发展改革委、国家能源局于2019年1月颁布了《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》，提出鼓励风电和光伏的平价、低价上网项目，并可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的绿证，通过出售绿证获得收益。2019年5月，国家发改委颁布的《关于完善风电上网电价政策的通知》中规定，从2021年1月1日起，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。结合前述政策规定，从2021年5月25日起，国家能源局正式启动了无补贴风电、光伏发电的平价绿证核发工作。因此，在132号文下的绿证从2021年5月25日起，涵盖了补贴绿证和平价绿证两类。

B. 证电合一的绿电交易制度

2021年8月28日国家发改委和能源局于出具了《关于绿色电力交易试点工作的复函》("1260号文")，同意中国南方电网有限公司和国家电网有限公司通过广州电力交易中心和北京电力交易中心开展以电力中长期交易为主的绿色电力交易，并引入了绿电与绿证的捆绑交易机制。

1260号文下绿色电力交易以及绿证具有如下特点：

证电合一：绿电交易的电力价格分为电量价格和绿证价格。购电主体(包括在交易中心注册的电力用户、售电公司或者电网公司)，不仅购买了物理电量，同时也取得了绿证，本质上属于绿证的捆绑交易模式。

绿证核发和流转：绿证依旧由信息中心批量核发，但应划转至两个交易中心，并由交易中心将绿证流转、分配至购电主体。从理论上说，尽管信心中心将绿证批量划转至交易中心，但交易中心本身并不是绿证的持有方，绿证的权属归于购电方。

绿电的范围：绿电以无补贴的风电、光伏电量为主，后续拟引入水电交易。

相较于132号文下的自愿认购机制而言，1260号文下的绿电和绿证的捆绑交易机制，在发电侧(售电主体)电力中长期交易的同时，直接实现了绿证的环境经济价值。另外，1260号文下的绿证直接归属并分配至购电方，而不是像132号文下规定的，绿证首先核发给满足条件的风电、光伏发电企业，而作为购买方，仅仅取得认购证明。

可再生能源电力消纳责任权重与绿证配额

"配额+绿证"是强制性交易市场的核心特点，意味着未完成可再生能源电量销售或者消耗指标责任主体，可通过购买绿证，来满足配额要求。我国通过对相关电力市场主体设定可再生能源消纳责任权重，形成了类似的配额制度。

国家能源局于2016年颁布的《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》("54号文")中，首次涉及到"配额+绿证"的强制性体系。54号文提出需要对各级电网企业和其他供电主体(含售电企业以及直供电发电企业)的供电量(售电量)规定非水电可再生能源电量最低比重指标，且各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上，并可通过绿证交易完成指标要求。国家能源局于2018年颁布了《可再生能源电力配额及考核办法》的征求意见稿，尽管三易其稿，但并没有形成最终正式稿。

国家发展改革委、国家能源局于2019年5月1日颁布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》("807号文")。根据807号文的规定，国家按照省级行政区为单位，设定每个区域的可再生能源电量比重，包括总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重，并对各省级行政区域规定分别应达到的最低总量和非水电消纳责任权重。

消纳责任权重的责任主体为两类，其一为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司。该类主体按照其年售电量设定消纳量；其二为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业，该类主体按照年用电量设定消纳量。各省级能源主管部门会同其他部门组织制定本省级行政区域可再生能源电力消纳实施方案，将本省的消纳责任权重分配到各责任主体。

807号文还明确规定，责任主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，但也可通过下述两个替代性方式完成消纳量指标：(a) 向超额完成年度消纳量的责任主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量("超额消纳量")；以及(b)自愿认购绿证，绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。

广州电力交易中心和北京电力交易中心在2021年分别颁布了与可再生能源电力超额消纳量相关的交易规则。以北京电力交易中心的规则为例，其将超额消纳量为总超额消纳量(水电消纳量+非水电消纳量-最低总量消纳责任权重对应消纳量)和非水超额消纳量(非水电消纳量-最低非水消纳责任权重对应消纳量)。对于超额消纳量而言，将按照1WMh生成1个可再生能源电力超额消纳凭证。超额消纳凭证将记载对应可再生能源电量的电量类型、消纳时间、生产省份、消纳主体信息等。超额消纳凭证将存入市场主体的消纳量账户中，通过可再生能源电力消纳凭证交易系统开展交易。

需要注意的是，在总量消纳责任权重完成时，可以出售水电消纳量；在总消纳责任权重和非水电消纳责任权重都完成时，方可出售非水超额消纳量。对于绿证而言，1个绿证等同1WMh非水电消纳量，只能参与消纳责任权重计算，但不能在超额消纳量市场中交易，信息中心每月将绿证交易结果同步到北京电力交易中心凭证交易系统，用于计算消纳责任权重完成情况。

综上，可再生能源电力消纳保障机制通过对省级区域设定相应的区域消纳责任权重，并最终分配到对应的责任主体，具有一定的配额作用。但从满足最低消纳责任权重的方式角度，实际上分成了电力交易所市场内的超额消纳量交易，以及在信息中心平台上交易的绿证交易，绿证只是替代方式之一，而不是唯一方式。究其原因，现有绿证核发集中在风电和光伏，而没有涵盖水电、生物能发电等其他可再生能源的电力项目。换句话说，目前还难以用绿证作为统一计量凭证，用于计算责任主体的消纳责任权重是否满足。

总结

我国的绿证制度演变与发展与我国电力市场下可再生能源电力的电价政策和消纳机制密不可分，其起始于自愿交易，并在逐步形成自愿交易和强制性交易并存的局面。

随着风电和光电平价、低价时代的到来，"标杆(固定)价差+补贴"的既往价格模式，将会被"市场价格+绿证+绿证收益"所替代，自愿交易体系下的绿证将彻底与补贴脱钩。对于消纳机制而言，虽然目的是解决可再生能源电力消纳困难，但实际上也具备了与配额类似的功能。可再生能源电力消纳所面临的问题(比如弃风弃光问题)，与可再生能源电力的出力特征、电网接入的技术要求和投入、可再生能源区域分布不均情形下可再生能源电力跨区、跨省传输以及煤电计划电量制度等等均有关联，但从长期来说，将配额指标具化到特定类型的责任主体是一个大趋势。

总体而言，尽管我国目前的绿证体系尚不完备(比如自愿交易体系下缺乏绿证的二级市场流转交易功能，与配额制相关的制度未完全建立)，但在"30、60"气候目标以电力市场化改革继续深化的背景下，我国的绿证体系将逐步完善，成为可再生能源领域应对气候变化的一个重要市场机制，也将对相关企业的现金流模型和融资模式产生影响。