编者按
2023年1月28日，中电联发布统计数据，2022年1—12月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543.4亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点。省内交易电量中含绿电交易227.8亿千瓦时，较2021年的6.3亿千瓦时增长超过30倍，绿电交易发展迅猛。
绿电消费、绿证发展模式、碳市场与绿证市场的关系等都是绿电市场化发展过程中业内热议的话题，本篇文章为中国电力企业联合会专家委员会副主任委员、国家气候变化专家委员会委员王志轩对这些问题的思考和建议，供读者参考。
据国家能源局发布的有关数据分析，截至2021年底，全国可再生能源发电累计装机容量10.6亿千瓦，占全部电力装机的44.8%，其中水电(含抽水蓄能)、风电、光伏发电、生物质发电装机占比分别为16.5%、13.8%、12.9%、1.6%。全国可再生能源发电量达2.48万亿千瓦时，占全部发电量的29.6%，其中，水电、风电、光伏发电、生物质发电占比分别为16%、7.8%、3.9%、1.9%。虽然近10多年来，我国风电、光伏发电持续高速发展，装机容量和发电量已为世界最大，但在我国总发电量中的占比也才11.7%。在新能源发电量中，风电是水电的一半，光伏是风电的一半，生物质是光伏的一半。在总发电量中，煤电发电量占比仍占60%。可见，不论从发展战略性新兴产业角度看，还是从实现“双碳”目标角度看，积极发展风电、光伏为代表的新能源发电仍然是十分重要和迫切的。
由于可再生能源发电初期总成本高于常规化石能源发电、大型水电等发电方式，且本身具有随机性、不稳定性，加之并网技术水平以及电网接纳可再生能源电力技术也处在初期发展阶段，电力系统消纳可再生能源发电动力机制不足。因此，一方面需要通过法律规定强制电网履行新能源并网义务，也需要强制电力消费主体承担新能源电力消费责任;另一方面，还需要通过市场机制引导，使新能源电力生产方、输送方、消费方自觉促进新能源电力应用，从而推动能源与经济社会全面转型。
绿证交易、绿电消费配额、
绿电交易试点政策分析
1. 绿证交易
我国新能源产业发展初期，单位发电量成本很高，为鼓励其发展，根据法律由政府财政补贴予以支持。随着技术水平不断提高，风电、光伏度电成本不断下降，国家不断降低度电补贴力度。从2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。但对于已经列入国家可再生能源电价附加补助目录内的陆上风电和光伏发电项目仍继续补贴，规定了补贴对应的全生命补贴电量要求。2017年，国家发展改革委、财政部、国家能源局《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》出台了对补贴项目(不含分布式光伏发电)经企业申请，由政府认可的机构核发绿色电力证书(以下简称“绿证”，1个绿证对应1兆瓦时电量)并可以在认购交易平台上自愿认购的制度。认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额，由买卖双方通过自行协商或者通过竞价两种方式进行确定(以下简称“补贴绿证交易”)。制度规定企业拥有的补贴绿证售出收益用于替代财政补贴，绿证认购人购买绿证后不得再次出售。
2. 绿电消费配额
2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确了承担可再生能源消纳责任的主体为消费端消纳责任，由国家能源主管部门按省级行政区域下达电力消费应达到的可再生能源电量比重。从内涵上看可简称为“绿电消费配额制度”。绿电消费配额包括可再生能源电力消费配额和非水可再生能源电力消费配额。承担绿电消费配额的市场主体有两类：第一类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(包括增量配电项目公司);第二类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。
3. 绿电交易试点
2021年，国家发展改革委、国家能源局联合批复了国家电网有限公司和中国南方电网有限责任公司开展绿色电力交易试点方案。批复要求，绿色电力在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。绿色电力交易要优先安排完全市场化绿色电力。完全市场化绿色电力产生的附加收益归发电企业;向电网企业购买且享有补贴的绿色电力，由电网企业代售代收，产生的附加收益用于对冲政府补贴。绿色电力交易要充分体现绿色电力的环境属性价值，按照保障收益的原则，可参考绿色电力供需情况，合理设置交易价格上、下限。绿色电力产品是指符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量，由国家可再生能源信息管理中心批量核发绿证。参与市场的成员为发电企业、电力用户、售电公司等市场主体，以及电网企业、电力交易机构、电力调度机构等。
4. 绿证概念扩展和功能延伸的政策趋势
随着可再生能源不断蓬勃发展，特别是2020年习近平总书记向世界宣示了中国的“双碳”目标之后，我国持续加大能源电力绿色转型力度，有关部门在文件层面上不断扩大绿证核发范围和赋予绿证更多功能。主要有：把绿证作为可再生能源电力消费量认定基本凭证;对风电、光伏补贴绿证认定扩大到包括平价上网和低价上网陆上风电及集中式地面光伏项目核证认定(即“无补贴绿证”)，再扩大到对所有可再生能源发电项目的认定;由绿证自愿认购扩大到全面推行绿证交易，进而扩大到绿电交易实行配额制下的绿证交易;由补贴绿证交易替代财政补贴功能，到市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重，再扩展到新增可再生能源可以在能源消费总量考核时扣除;绿证由只能交易一次，扩展到原则上可转让等等。但是，政策并没有完全落地，到目前为止，用于交易的绿证只有3类，即补贴绿证、无补贴绿证、绿电绿证;每一类绿证只核发风电和光伏两个品种。
图1 中国绿色电力证书(绿证)交易情况图
3类绿证交易实际效果
1. 绿证交易情况分析
首先从绿证交易平台看3类绿证交易情况。根据中国绿色电力证书认购交易平台公布的信息分析，截至2022年12月3日，5年多来，累计核发绿证5580多万张，其中用于交易的占12%。每种证书交易情况见上图。
图中可见补贴绿证交易最低，无补贴绿证与绿电绿证是交易的主体。交易量从大到小的顺序是绿电绿证光伏、无补贴绿证光伏、无补贴绿证风电、绿电绿证风电、补贴绿证风电、补贴绿证光伏。
其次从国家能源局发文通报的内容看绿电消费配额实行情况：2021年下达全国最低可再生能源电力总量消纳责任权重为29.4%，实际完成值为29.4%。下达全国最低可再生能源电力非水消纳责任权重为12.9%，实际完成值为13.7%，超出0.8个百分点。
再次从电力交易中心的数据看绿电交易情况：2022年1—10月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量43102.4亿千瓦时，同比增长43.3%，占全社会用电量比重为60%。省内直接交易电量中，含绿电交易200.1亿千瓦时，占比0.6%，电网代理购电6497.3亿千瓦时。
综合分析，可以得出以下简单结论：
(1)绿证交易取得重要成果。中国绿证核发、补贴绿证交易替代财政补贴、绿证抵消绿电消费责任、绿证核发与绿电交易协同等各方面的基础平台、工作机制均已贯通，证明了机制设计、平台运行是可行的。试点经验与教训为促进我国绿色电力消费政策集成发挥重要作用。
(2)绿电消费配额制度的效果十分显著。作为由政府分配配额并公布执行结果的半强制执行制度，已经与绿证市场联系在一起，为绿电消费责任主体通过市场机制自主选择履约提供了灵活方式。配额制+绿证交易制度本质上体现出充分发挥市场对资源配置的决定性作用和更好发挥政府的作用。
(3)绿电交易机制是绿电消费配额制实现的基础平台。绿电消费配额制有履约周期限定，在规定周期内绝大部分配额绿电要通过电力调度平台实现物理消纳，因此，绿电交易与绿电消费配额制是天然组合。由于当前我国绿电消费是建立在自愿基础上的，如果没有强制性的绿电配额制作为源头，绿电交易的效果和可持续性与无补贴绿证的作用是基本相同的。
(4)决定绿证交易活跃程度的关键是价格规则和绿电本身的特性。由于补贴绿证出售后，相应电量不再享受国家可再生能源电价附加资金补贴。补贴绿证的价格要能在替代财政补贴基础上企业还可以有收益，其绿证价格往往是无补贴绿证价格的数倍。如2022年，补贴绿证风电均价为208.6元，补贴绿证光伏均价为628.8元，且只交易了1笔。而平价绿证的平均价格风电是50元/张，光伏是48.8元/张。在政府定价过高、市场主体自愿选择机制下，绿证购买者积极性不高是必然的，新能源企业对于通过出售绿证取得收益来放弃补贴的积极性不高。还有一个重要原因就是补贴绿证与平价绿证共存，买家自然会选择更低价格的绿证。因此，以自愿性补贴绿证交易收益替代财政补贴的初衷并未实现。
(5)没有设置绿证有效期以及绿电交易试点时间短，是造成绿证核发量大大高于绿证交易量的直接原因。一是由于绿证没设有效期限制，且绿证只能交易一次，交易量很小，多年积累的绿证就越来越多。二是平价绿证及绿电绿证政策出台相对较晚，交易量占比较低。
(6)从已有政策文件内容看，对于绿色电力发展政策基本穷尽了各个方面，如2022年1月，国家发展改革委等部门印发《促进绿色消费实施方案》，就涉及到新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制、绿色电力交易、绿证交易、加强高耗能企业使用绿色电力、有序引导不同用户更多消费绿色电力、加强与碳排放权交易衔接等多方面措施。但是，这些政策主要体现在概念层面，政策工具之间存在着目的、目标不清，无操作性，着力点模糊，政策之间存在激励性叠加或限制性叠加(如曾经出现对煤炭、煤电过度限制行为)、权责交叉，易造成政府管理成本和市场主体交易成本增大。
2. 三个有争议问题的讨论
(1)绿证价值
绿证之所以能交易是因为绿证有价值，但其价值到底由什么决定呢?我认为价值由两个方面决定：一是法律规定下的政府导向(战略、目标、国际承诺等)，二是企业购买绿证的意愿，且企业意愿受政府导向的影响。因此，不论是绿电补贴机制下还是市场交易中产生的溢价，并不只是体现“环境价值”或者“零碳价值”，而是政府导向下的“综合价值”。正因为如此，不同国家和地区对绿电定义不同、发展导向不同、认证规则不同，交易价格不同。这与在应对气候变化上的共同但有区别的责任原则有关系，也与各国各地能源资源特点、产业结构特点等有关。如果不清楚绿证价值的根源是政府导向，则很多问题想不通：如为什么核算减碳效果时要考虑“额外性”?再如，为何大水电、核电的近零碳属性得不到补贴呢?要根据各自国情设计各自的促进绿电发展制度，在政策设计时对绿电消纳实施配额制，对绿电交易实施补贴绿证、平价绿证等价格限制，对于优先性的交易规则制定，对于绿电溢价归属分配等，都需要把握准绿证的价值导向。
(2)“证电合一”与“证电分离”
对于没有接入电网的独立绿电生产和消费，可知是谁、何时生产，由谁、何时消费的。对于接入电网的绿电，由于电力生产和消费主体是大量的、动态的、且电能生产与消费过程是同步完成，可以精确知道绿电是谁、在何时生产，但无法一一对应地知道绿电是由谁消费的。由于绿证是以上网电量为依据核发，绿证对应的绿电事实上已经消纳完成，不存在有证无电情况。“证电合一”与“证电分离”都只是证明绿证(绿电)购买者在名义上(虚拟)消费了由谁、在何时生产的绿电。“证电合一”下，通过电力交易合同使绿电购买者从数量上真实消费了合同上的绿电;而“证电分离”下，绿电已经被消费，但只有出售绿证后才能证明持证者名义上消费了绿电。只是“证电合一”下，绿电合同完成后即完成了绿证转移并支付绿电(绿证)价格;“证电分离”下，绿电已经消费，只有当绿证交易后才明确了绿电归属并体现出绿证的市场溢价部分。“证电合一”是提前签订的绿电消费中长期合同，有利于提前安排生产和调度，而“证电分离”会让购买者有更多的时间考虑是否要选择绿证(绿电)，增加绿证交易自由度，对刺激绿电需求和服务绿电需求有一定作用。因此，应保留“证电合一”和“证电分离”两种方式，使其优势互补。
(3)碳市场与绿证市场
这两个市场主要指绿电消费配额—绿证交易市场与碳配额—碳交易市场。绿电消费配额的目的是为了完成非化石能源占一次能源消费中的占比，这是一个独立目标;而碳市场是为了控制化石能源碳排放总量，这也是一个独立目标。这两个独立目标在上一级碳达峰碳中和目标上有一定关联，但由于二者之间是相互促进的关系，国家在制定这两个目标时，已经考虑到相互影响。所以两个市场按各自规则运行，其作用不会互相“抵消”。但如果将两个市场以“碳”要素进行连接，都以“降碳”为目标，反而会造成目标交叉、混乱，影响两个市场健康运行。因此，不宜把碳市场当成一个政策“大筐”，当成解决低碳发展中碳价格、碳金融、碳收益、碳创新等等支撑性的“万能钥匙”，不能将其作为所有政策文件中有关市场机制中的“标配”。
这两个市场运行的最终结果都会造成一个阶段内电价抬升，这正是能源转型初期和中期碳减排成本、技术创新成本、系统重新调整成本、试错成本等各种成本大于转型综合效益的结果，这些成本提高都会通过电力市场电价机制传导到电力终端用户，进而传导到全社会层面。
对完善绿电发展和双碳政策的有关建议
1. 准确把握目标科学划分“能源”精准施策
党中央、国务院提出了高质量发展要求、积极稳妥推进碳达峰碳中和要求、能源安全新战略，这些要求都是有目标支撑的。应当以目标为导向精准设计政策，并一以贯之。在精准施策中，首先要科学划分好“能源”。这两年才开始区分燃料用能、原料用能、材料用能的政策措施，但是绿色能源、清洁能源、清洁化石能源、非化石能源、可再生能源、新能源、非水可再生能源、小水电以及这些不同能源转换为电力以后形成的“绿电”、燃气发电、超低排放后的煤电、采用CCUS后的煤电、利用余热余压、垃圾等的火电等等，这些能源或电力，从不同的功能定位和不同的时间段，或者不同的地域或者采取不同比较基准，都可以找到它们不同的“能量属性”和“环境属性”。政策工具犹如武器，不同的武器用于解决不同的问题。
2. 把握好新能源发展目的和新能源价值
发展可再生能源本身目的有发展战略性新兴产业、加强能源基础产业、成为经济支柱、减少二氧化碳排放、降低环境污染问题等等。《中华人民共和国可再生能源法》明确规定了不同主体在促进新能源发展中的法律责任，从这个意义上讲，为绿电核发绿证、分配绿电消费配额、开展绿证交易都是合法、合理的。但在绿电证书上标明它的环境属性如减了多少碳、减了多少二氧化硫以及氮氧化物，则为画蛇添足。因为核算环境属性参照物本身选取是否合理就很难回答，且参考物本身也是变化的，不能简单地把新能源属性划分为能量价值和环境价值，新能源价值就是其本身，包括了生态文明价值和能源转型价值等，这个价值是法律赋予的，当然它也是有显著缺点的。如果把近零碳作为新能源电力的主要环境属性，必然会产生水电、核电这些近零碳环境属性如何体现的问题。
3. 以强制性绿电消费配额+绿证/绿电交易促进新能源发展
新能源发展的关键是解决新能源发电的消费问题。在已经试点基础上形成“强制性绿电消费配额+绿电(绿证)市场”框架，一是将绿电消费责任完善为强制绿电消费配额制度，对完不成配额的市场主体采取处罚措施。二是绿电消费标的为风电、光伏、生物质发电，这正是更好将政府作用和市场机制相结合的领域。其他新能源发电的环境属性收益通过如国家核证自愿减排量(CCER)等市场解决。三是绿证只证明绿电本身属性，不证明环境属性，应取消绿证中碳属性及其他环境属性的内容。四是从绿电市场角度讲，绿证(绿电)只允许交易一次，并且要注明交易标记，但不限制在其他允许的场合多次使用。五是由政府确定绿证交易价格机制及收益分配机制;政府规定指导价，允许上下浮动;对不履约情况的处罚要高于指导价;制定权益归属;制定豁免机制。六是绿证购买者同电同权。取消补贴绿证交易品种，但在分配溢价收益时，要考虑是否享受了补贴。七是增加绿证有效期要求，对已经发放的绿证，给予一定时期的过渡。八是核证与交易平台分开。核证机构按要求由政府准入;绿电/绿证交易平台在电力交易平台上扩展功能，实现电、证数据的协同。九是如果可核证的碳减排量交易平台，可以有条件体现绿电的减碳属性时，也应全国统一折算绿电的碳属性，不要再一证一核。此种情况下实际上鼓励绿证多次交易。是否采取这样的机制，取决于中国碳减排市场效果，也需要通过试点后确定。
4. 继续完善全国碳市场建设
为了解决好化石能源尤其是煤炭消费总量控制和调控，以及控制好碳排放总量和强度，要继续完善碳市场，但不宜给碳市场增加过多任务。一是逐步由强度为基础的总量配额向能源产业转型和工业企业功能转型为基础的总量配额过渡。二是试点少量配额通过拍卖分配的机制。三是扩大碳市场交易主体规模，由发电企业向基本成熟的工业企业领域扩展。四是将已经是电力行业技术标准的二氧化碳烟气连续监测技术规范作为碳排放数据核算认可的方法之一。五是在碳市场中继续严格控制CCER抵消量，但CCER可在其他领域发挥更大作用。六是更加注重碳市场基本功能发挥。我国煤炭年消费总量达40多亿吨，电煤与热电联产电煤占煤炭消费总量的55%，碳市场在这一领域发挥好二氧化碳总量控制和低成本降碳作用仍有很大空间。
5. 建立和完善温室气体自愿减排市场
自愿减排市场是以自愿碳减排需求为导向的中国整体碳排制度中重要工具之一。为了更好推进降碳、减污、扩绿、增长，为各类市场主体、公共领域及广大消费者提供各类低碳产品和服务，建立和完善以CCER为主要产品的自愿减排市场建设。在这个市场中，通过政府认可的第三方组织可以核发二氧化碳减排产品证书，也可以核发非二氧化碳减排产品证书。这个市场也可成为绿电消费配额市场和碳市场的补充平台，如可以研究开展电力绿证中的碳能否多次交易的问题等等。在这个市场中，政府主要是指导批准自愿减排的各种方法，监管第三方机构、交易机构以及金融机构的行为。政府通过自愿减排机制收取的各种收益，可以用于激励各种自愿减排行动，也可以用于政府对于碳达峰、碳减排的各种补贴。
6. 为电力系统和电力市场“减负”使其回归于本质和主体功能
在推进节能减排、低碳发展和电力市场建设中，我国电力系统和电力市场功能较为复杂，既需要承担电力安全保供、经济运行责任，也要通过电力优先上网排序或优先保供排序等手段，促进低碳电力、清洁电力优先消纳，甚至通过限制发电或者供电措施来为产业结构调整、煤炭减量等要求作贡献。多目标、多任务对电力系统和电力市场优化运行带来更多的变量、形成更为复杂的系统，且由于一些任务本质上可能是相悖的，可能会造成系统运行灾难。随着降碳、减污、扩绿、增长政策针对性、精准性不断加强，要为电力系统“减负”，要使电力系统和电力市场功能回归到构建新型电力系统、优化电能配置基本功能上来。绿电交易市场与电力市场密不可分，在机制设计中也要依各自的目的、功能和内在规律设计规则，做到对绿电发展的激励和处罚不重复、不遗漏。电力市场要严守电力安全底线，在确保电力安全前提下实现新能源消纳，并为各市场主体做好服务。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202301/30/364434.html
