大力发展新能源是能源行业绿色低碳转型的一条重要道路，也是国际大多数国家的选择，但随着新能源装机容量的不断提升，新能源补贴压力大、消纳困难等一系列问题愈发突出，结合国际新能源发展经验，国内进行了一系列探索并建立了绿电绿证交易制度，但是目前来看现行机制还不健全，且大众对两种机制也存在一定的误解，需要我们及时纠偏，探索更加科学合理的能源转型道路。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：刘连奇）

(资料图片仅供参考)

欧洲绿电绿证交易机制发展

欧洲完成工业化进程较早，对气候变化重视程度更高，而且欧洲煤、气等化石能源处于紧缺状态，发展低碳的新能源意愿较强。早在20世纪90年代初期，一些国家开始推出早期的政策和法规，以鼓励新能源的发展和使用。在2009年欧盟通过《可再生能源指令》（RED），规定到2020年整个欧盟的能源消耗中新能源占比达到20%，欧盟各成员国必须依据指令的要求来制定与推行国家新能源行动计划。到2018年，欧盟发布REDⅡ，提出新目标，要求到2030年新能源占比至少达到32%，并在2022年又将其提升至45%。

欧盟的一系列的指令要求显示了其低碳发展的决心，并通过一系列激励措施推动目标实现，开始大多数成员国采用政府的政策补贴和扶持方式促进发展，后来随着补贴机制的变化，例如德国由固定上网电价机制改为溢价机制，最终改为招标机制，英国由配额制转为招标+差价合约机制，新能源电力充分发挥其低边际成本的竞争优势，市场化程度不断扩大，加上用电企业或因为被强制要求公布自身新能源占比，或因为加入RE100倡议，需要通过来源担保证书（GO，即绿证）来证明自身使用新能源，GO证书可通过签订长期购电协议获得也可通过直接购买获得。

直接购买GO证书不涉及电力传输，完全与电力市场脱离，且只要是在任意成员国拥有账户的用户都可以进行购买或转让GO证书。签订长期购电协议属于获得GO证书的一种方式，分为实物和虚拟两种签订方式，实物购电协议需要在同一负荷区内签订同时伴随GO证书的交割，如需签订跨境实物购电协议则需购买物理输电权或者通过多个虚拟交易商进行转换才可进行，当前实物购电协议是欧洲促进新能源发展的最主要方式。虚拟购电协议作为差价合同，只用来结算与确定GO证书转移依据，可进行大范围的交易。

国内绿电绿证机制探索路径与现状

国内绿电绿证交易机制发展与欧洲类似，新能源初期消纳方式以保障性收购为主，在补贴资金累计缺口不断扩大情况下通过政策引导由市场化的绿电绿证机制代替政府补贴。

2014年9月，《可再生能源电力配额考核办法（试行）》出台，将配额指标分为基本指标和先进指标两级进行考核，采用强制措施发展新能源。2017年7月发布《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》，鼓励政府机关、企事业单位及个人自愿认购绿证，初步建立了以新能源配额考核+绿证自愿认购的基本框架，并于7月份开始试行绿证交易。2021年8月，由国家发展改革委、国家能源局两部门正式批复《绿色电力交易试点工作方案》，9月7日，绿电交易试点启动会在北京召开，开展了方案批复后的首次绿电交易。

到目前为止，国内绿电交易与绿证交易同步开展，供用户自主选择，然而因为某些认知的错误与市场机制的不健全因素影响，国内绿电交易相对活跃，新能源电力消费中绿电交易占据主导位置，反观绿证交易市场一直处于不温不火的状态。

国内对绿电绿证交易机制存在的误解

相比于绿电交易而言，绿证交易可以独立于电力交易运行，与电力市场分离，意味着绿证可以在任何地点进行任意数量的购买，不受物理输电线路的约束，具有相当高的灵活性，但是在市场中绿电交易依然占据主流地位，主要原因还是当前大众对绿电交易存在一定的误解。

误解一：

绿电交易就是欧洲长期购电协议

要声明的是，欧洲电力市场为分散式市场，在欧洲更受欢迎的实物购电协议为了保证新能源的物理消纳，需要买卖双方具有真实物理连接，且不允许跨越阻塞区域进行交易，如需跨越阻塞区则需签订差价合约。欧洲的长期购电协议中对电力交割曲线进行了约定，尤其是在实物购电协议，更需要明确合同出现偏差的平衡责任，新能源电力不足的平衡责任或由用户负责或者由第三方承担。欧洲的新能源电力参与电力现货市场方式不做特殊设计，与其他类型电源平等参与电力现货市场，在有长期购电协议保证收益情况下或因GO证书也能得到收益的原因，凭借低边际成本在电力市场竞价存在的优势，能做到优先出清保证消纳。国内绿电交易是需要进行电量交割（电力现货市场运行后中长期合同只做差价结算，不涉及电力交割）的中长期合同，暂时还未考虑电力的实时平衡与发用电匹配问题，只用于绿色环境价值的声明和最终结算凭证，因为交易双方的发用电曲线不可能做到完全匹配，所产生的偏差责任以及不平衡资金由市场主体承担，也在一定程度上影响了市场的公平。因此国内的绿电交易与欧洲的长期购电协议存在本质的区别，是部分群体因为认识不清而混淆了两者的概念。又因为国内电力现货市场均选择实行节点电价机制的集中式市场模式，如要复刻欧洲的实物购电协议则需将发用双方限制在同一节点，欧式的实物购电协议事实上很难在国内大量签订。

误解二：

绿电交易才是真实使用了绿电

绿证交易存在虚假性

部分企业不愿意购买绿证而钟爱于绿电交易的原因是他们认为购买绿证属于“弄虚作假”行为，只是常规电源套了一层新能源的“皮”，是一种不负责任的表现，当然用户喜欢绿电交易与其一次交易能购买两种产品也有一定关系，但是最主要还是用户“责任心”作祟。其实在这里用户混淆了购买新能源电力和使用新能源电力的概念，在我国电力系统中，除了分布式新能源发电以外，几乎全部电源都是先连接到输电网再通过配电网输送给用户，在这个过程中，电流流动遵循基尔霍夫定律而非买卖双方签订的购售电协议，在各种类型的电力由电源节点注入电网、由负荷节点流出电网的这个过程中，各种类型电力“百川到海”一样混淆在一起，根本没办法分辨用户在某一瞬间使用的电力的类型。所以说国内绿电交易仅能体现买卖双方的经济关系，用户并没有真实地使用新能源电力，在这个角度上来看国内绿电交易与绿证交易并无区别。

误解三：

国际只承认绿电不承认绿证

针对这个误解要澄清两点，首先国际是承认绿证的，不管是欧洲还是美国，都可以选择通过直接购买绿证的方式证明自身消纳了新能源电力。其次，国内绿电交易获得的绿证，和绿证交易获得的绿证因公信力低都一样不被国际认可，例如在国际上认可度较高的RE100倡议联盟对于企业使用中国绿电或绿证满足100%使用绿电承诺的态度仅为“有条件认可”。国内绿证公信力低的原因是我国绿证的核发认证等制度还未完善，绿证本应该具有唯一性，但是目前还有绿色电力消费凭证、绿色电力交易凭证等地方性质的变种绿证的核发，造成绿证的“一电多证”现象，甚至还有使用绿电交易合同来充当凭证的“代绿证”存在，不仅破坏了绿证的唯一性，也存在新能源电力的绿色环境价值重复计算的风险，使得国内绿证在国际市场上缺乏公信力。

误解四：

通过绿电交易可以抵扣碳关税

在去年四月份，欧盟投票通过了欧盟碳关税调整机制（CBAM），将对商品的进口征收相应的碳关税或要求进口商购买碳配额，为我国出口企业带来了恐慌，更有声音鼓吹中国绿电交易，认为其可以用来抵扣碳关税。实际上碳关税法案中并没有提及中国绿证，并且所说的购买新能源电力是指欧洲的长期购电协议，在国内只有用户与新能源电力有真实的物理连接（拉专线）或者通过长期购电协议购买的新能源电力才不纳入碳排放计算之中。对于第一种情况而言，国内电网规划是有严格规定的，拉专线的难度较大（自建分布式新能源发电虽然符合条件但是体量太小）。而在第二种情况中，国内绿电交易与欧洲的长期购电协议是完全不同的两种概念，且存在本质区别，现行国内绿电交易究竟能不能抵扣碳关税也还未可知。不过话说回来，碳关税只针对钢铁、铝、水泥、化肥及电力等几类产品征收，据统计2022年涉及我国出口到欧洲产品只占出口总额的3.2%，碳关税虽然对我国出口产品有一定影响但是问题并没有想象中那么严峻。

总体来说，绿电交易与绿证交易的目的都是为了获得绿证。两种交易机制都是政策推动下促进新能源发展的一种补贴方式，并证明自身为促进新能源的发展做出了贡献，“贡献值”通过绿证持有量来进行的体现（国内规定绿证是新能源电力消费的唯一凭证）。

国内绿电绿证交易机制后续发展建议

近年来，我国新能源处于飞速发展阶段，电力现货市场建设也取得了阶段性的成果，应统筹考虑国内电力现货市场改革选择的市场模式与正面临全国范围内全面铺开的时代背景、出口型企业进军欧洲市场抵充碳关税诉求、国内绿证早日与国际绿证接轨目标等因素，对当前国内绿电绿证交易机制进一步修改完善。

（一）规范完善绿证交易体系

当前我国还未建立完善的绿证交易机制，绿证的唯一性与权威性不断降低，国内绿证交易混乱的同时也难以和国际接轨，国内绿电交易机制还需完善。第一，要做到规范统一绿证的管理标准并设置独立的绿证管理机构，统一权责，避免“多龙治水”模式造成绿证交易制度的混乱，明确绿色电力消费凭证等变种绿证以及绿电交易合同不得作为新能源电力消费依据，确保绿证作为新能源电力消费的唯一凭证地位。第二，要早日放开绿证交易二级市场，允许绿证在用户之间多次交易，大幅提高绿证的流通性并增强绿证市场的活跃度，同时加强认证机构与绿证交易中心的信息数据交互功能，确保绿证仅可以使用一次，避免新能源电力绿色环境价值被重复计算。第三，应由国家商务部门出面在国际层面进行商谈，推动承认中国绿证需改变杂乱的多样的新能源电力消费凭证现状，在统一国内绿证体系后，国内绿证由政府主权为其信用进行背书，实际上相当于“绿币铸币权”，以中国绿证作为证明新能源电力消费的唯一标准，做到绿证交易体现在国内与国际层面的完全统一，促进中国绿证在国际上的大范围流通。

（二）

做好绿电与绿证及电力现货市场的衔接

国内各省份电力现货市场建设均选择美式的“集中式－全电量”市场模式，该模式下为保证社会福利的最大化，要求所有类型电源统一进行优化出清。当前“证电合一”的绿电交易机制并不能与电力现货市场进行有效衔且产生了一定量的不平衡资金费用，割裂了部分电力市场的同时也割裂了绿证市场。根据发改办体改821号文要求，绿电交易在成交价格中分别明确电能量价格与绿证价格，已经把电能量与绿证进行分离，相当于把数量相同的电力中长期交易与绿证交易写进一个合同中，“证电合一”实际已名存实亡，当前绿电交易在本质上已经转化为绿证交易。因此当前绿电交易应纳入绿证交易范畴，统一规范管理，将割裂的绿证市场进行融合，其电能量部分融入电力现货市场，按照差价合约方式签订合同并进行结算，通过为新能源电力保价的方式获取绿证，新能源电力公平参与市场优化出清，降低市场不平衡资金并提高市场资源配置效率。为了满足用户抵消碳关税诉求，促进新能源的就地消纳，应当允许用户与同一节点的新能源企业签订实物性质的双边合同，并在合同中明确偏差责任。

（三）

适时推出新能源消费强制配额制

推行新能源电力消费强制配额制既是国际通行做法，也是推动我国新能源快速发展的有效手段，保护环境、促进能源转型是所有人应尽的责任和义务。在当前新能源电力消费自愿市场中，用户自愿承担配额，相比于不承担配额的用户多付出了生产成本，在市场竞争中反而会处于不利地位，这是不合道理的。通过将新能源配额强制规定给地方省份并分解至各类型用户，设定最低的新能源电力消费比例标准，可以确保各用户在促进新能源发展中公平承担相应的责任和义务，共同推动能源转型。通过政府进行监管和监测，并制定相应的惩罚机制来对不按时履约的用户进行处罚，这样可以确保配额制度的有效实施，通过强制性规定，可以推动用户逐步减少对传统能源的依赖，提高新能源电力在能源供应中的比例，从而起到减少温室气体排放和环境污染的目的。

（四）

正确协调绿色与安全的关系

要选择科学的方式发展新能源，过分地追求绿色而忽视安全的行为是不可取的，需要统筹协调二者之间关系。近期山东负电价事件引发了业内的热议与思考，其实负电价的出现是一种供需极度宽松下市场发现电力真实价值的正常现象，本身是没有问题的，但是供需极度宽松也代表着极度的新能源消纳压力。绿证价值是代替政府补贴的、对新能源的正外部性补偿，在负电价时期，系统运行的可靠性降低，大量的新能源电力产生了负的外部性，对该时段的新能源电力全额发放绿证明显存在过激励现象。负电价下调整新能源电力补贴方式在国际上已有先例，例如德国规定电力现货市场出现连续四小时以上的负价就将新能源的市场和管理补贴减少至零，建议国内开始探索负电价下新能源绿证核发调整机制，统筹考虑负电价时段系统多付出的安全成本并对绿证发放方式进行调整，得到更加真实的新能源的绿色环境价值，促进新能源的科学合理发展。

今年我国新能源装机容量首次超越火电，意味着我国为构建新型电力系统、促进能源绿色低碳转型、实现“双碳”目标迈出了重要的一步，作为促进新能源发展的绿电绿证交易机制也要紧跟脚步，尽快优化使其更加科学完善、符合市场运行规律，以机制促发展，早日实现人民美好生活愿景。（本文仅代表作者观点）

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本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系电力行业从业者。

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