原标题： 绿证3.0时代，事情变得简单了

一石激起千层浪，“绿证3.0时代”自此启航

8月3日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号，后文简称“通知”），明确了绿色电力证书（简称“绿证”）的地位、适用范围、核发与交易方式。

笔者认为，“通知”印发标志着中国绿证机制基本成熟、正式进入全面运行阶段——绿证3.0时代已经到来。

绿证1.0阶段-替代补贴：中国绿证机制最早于2017年试行。最初是为了替代新能源补贴、缓解补贴压力，核发对象限于享受发电补贴的陆上风电和集中式光伏项目。这一阶段绿证定价追随光伏和风电补贴标准（申请绿证需放弃补贴），风电和光伏绿证价格不同，被视为不同的产品。

绿证2.0阶段-平价绿证：2019年平价绿证诞生——不享受补贴的平价的风电、光伏发电项目也可以核发绿证。2021年启动了绿电交易、试点“电证合一”模式。这一阶段“绿电交易配套绿证”和“平价绿证”价格要低很多，开始占据绝大部分市场份额。

绿证3.0阶段-全面绿证：“通知”首次将绿证明确定义为“可再生能源环境属性的唯一证明”，不再区分光伏、风电与其他可再生能源，赋予绿证全新含义和功能，完整绿证市场呼之欲出——从此进入“全面绿证”阶段。

一、如何理解绿证新规？绿证3.0时代有何期待？

好的机制设计，是用更简单的规则，解决更复杂的问题——与篇幅形成对比，“通知”对多项复杂任务起到了定纷止争、奠定格局的重大作用。

1.“绿电=可再生电力”，全覆盖+唯一性，概念简单了

全覆盖：以前只有集中式光伏和风电可以申请核发绿证，分布式可再生能源、水电和生物质发电等可再生能源则被视为“非绿电”——差别源自用绿证替代新能源发电补贴的1.0阶段（前者是环境权益定价，后者是产业补贴），口径不一、定价错配是当时无奈之举。

“通知”明确了绿证含义——可再生电量的环境权益（无关产业补贴，仅体现可再生能源电量相比其他电源的环境正外部性，例如发电过程零排放）。据此，3.0时代的全部可再生电量只要完成建档立卡均能核发绿证——“绿证全覆盖”为水电、生物质和分布式可再生电量的环境价值正名（大家终于都是绿电了）。

唯一性：“通知”规定，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。

“唯一性”最大的好处——简单可信。发用电两端的数据，经由主管部门（此前是国家可再生能源中心，现在已经变成了国家能源局）、电网、交易中心等单位确认后形成绿证数据，可同时满足认证、统计、核算与考核的数据要求——极大优化了公共服务的质量和效率：

对地方政府部门而言，简化了发电统计和消纳量考核工作（以往两者都要单独操作，且口径不一，现在只看绿证数量就好）。

对用电单位而言，以后核算和认证绿电消费量就只看绿证了（2.0时代出现过的“绿电交易合同”、“绿电消纳证明”或“超额消纳证明”就不算数了）。

2.“发归发，用归用”，分合自取，“电证合一”与“电证分离”争论终结了

“分合之争”：2021年开启绿电交易试点，出现了“电证合一”的方式。与1.0时代“电证分离”模式相比，“电证合一”的好处是链路清晰、环境权益归属可信，但弊病是缺乏独立定价、交割的灵活性。

“电证合一”模式下，中长期交易协议遵循“买电送证”的原则，实际操作存在诸多不便。例如，协议执行的实际偏差影响绿证转让数量、现货市场购电无法获得绿证。

“通知”理顺了绿证从核发到转移的流程，明确了可交易绿证的有偿转让的原则——即通过参与绿电绿证等方式在发电企业和用户间有偿转让，且现阶段可交易绿证仅可交易一次：

首先按照上网电量，给发电方核发绿证，确保建档立卡的可再生能源上网电量皆有绿证（绝大部分是可交易绿证，只有2023年前投产常规水电项目，要核发不可交易绿证、随电量直接无偿划转）。

然后按照电力交易合同和执行数据，给电力交易机构批量推送对应的绿证（类似网购时，自动推送商品发货与物流信息）。

最终按照交易双方执行合同的实际情况，给用电单位发放所购买到的绿证（根据交易合同对绿证数量和价格的规定执行，相当于网购商品最终签收付款）。

新模式下，绿证核发与交易过程实现了“解耦”：

发电方的绿证数量与上网电量一致，用电方获得的绿证与实际消纳电量一致（或与合约规定数量一致），各方需求并行不悖。

对于中长期电力交易协议用户，可以独立规定电量和绿证各自的数量与价格。最终只需按约定数量交割绿证，与实际电量执行情况无关（让绿证交付具有充分确定性）。

对于现货市场购电用户，也将可以按照这一原则，根据实际消纳或协议数量获得绿证（需要交易机构出台细则）。

对于未参与电力市场交易的兜底售电用户，就只能通过绿证交易平台单独购买绿证了（一直如此）。

——从此，分合自取，皆大欢喜。

3.“绿归绿，电归电”，各归其位，电力交易与环境权益定价的关系厘清了

3.0时代最重要的突破，就是建立统一的绿证市场，不仅充分实现绿电环境价值定价，也将加速电力市场改革。

中国新能源在2021年后进入到“平价”时代，大部分地区新能源平准发电成本已经低于新建燃煤电。风电和光伏凭借零边际成本、刚性出力的特点，价格竞争力愈发明显（仅考虑电量价格）。

然而，2.0时代的“买电送证”模式混淆了电证价格，给绿电消纳也带来了困扰。例如，“电证捆绑”，实际上是将绿证价格计入电价（参照绿证市场），购买新能源电量就必须支付“绿色溢价”，反而不利于价格敏感的大电力用户优先消纳绿电。

新规后，可以实现各取所需、多方共赢。价格敏感的大电力用户完全可以“只买绿电，不要绿证”。这种情况，发电企业可以把富余的绿证（被弃购的部分）放在绿证交易平台出售，满足其他有专门需要的用户需求。

剥离绿证定价功能后，绿电交易将进一步“正常化”，意味着新能源将与其他电源平等竞争（新能源发电已经是个成熟的行业，也要开始肩负起完整的发电责任了）——靠电力市场为电量定价、为占用系统灵活资源和辅助服务付费——此举很大程度为深化电力市场改革“甩掉包袱”，将助力绿电中长期交易与现货衔接、辅助服务市场发展，加速形成多层次的全国统一电力市场。

就未来绿证价格而言，笔者认为大概率将持续降低。

从供需因素分析，新政增加了现有的分布式光伏和生物质上网电量（截至2023年6月底，全国光伏发电装机容量达到4.7亿千瓦，其中分布式光伏1.98亿千瓦，占比42%；生物质累计装机达0.43亿千瓦），光伏等新能源规模增长加速（BNEF预测2023年中国新增光伏可达1.54亿千瓦/年、2030年全年新增光伏将达到2.58亿千瓦/年）——预计2030年前新能源成为主力电源。

新能源发电有刚性、绿证边际成本接近于零，考虑绿证还有2年“保质期”（要满足绿电消费认证需求的话），其交易策略必然舍价保量——未来绿证供给能力将快速增加，充沛的供给潜力将充分转化为“绿证库存”。

因此，笔者认为，绿证供给增速短期内将高于需求增速，且远期价格预期低于当前价格（但不会归零——未来绿证的边际成本或将与新能源购买辅助服务的成本挂钩）——3.0时代绿证也将“平价化”，逐渐飞入寻常百姓家。

4.“一证多用、多规合一”，能耗-碳排-可再生电力消纳……考核重叠的问题解决了

一张绿证打通多项考核，是为绿证市场持续创造需求的根本保障。新规在这方面做了充分的安排：

一方面，“通知”明确用电企业（尤其是高耗能企业）负有消纳绿电的责任，绿证是履责的唯一凭证——为能耗考核、碳排放核算、可再生能源消纳考核使用绿证提供了根本依据（都是消费侧责任）。

另一方面，发改委与能源局联合发文，为“一证多用、多规合一”提供了操作指引。“通知”规定，绿证作为可再生能源电力消费凭证，用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费证明——前者要用于各地区可再生电力消纳责任考核、落实可再生能源消费不纳入能耗双控的要求；后者则服务于用电企业能耗核算与碳排放计算，推进能耗双控向碳排双控转变，同时为衔接碳市场的思路定下基调。

笔者推测，新规之下，绿证潜在应用如下：

地区可再生电力消纳责任考核：“通知”规定了两种绿证及转让方式——可转让绿证有偿转让、不可转让绿证无偿划转（2023年前投产的常规水电发电量将获发“不可转让绿证”，跟随电量直接划转——应该是划转至消纳省份专用账户）。笔者认为，绿证，尤其无偿划转的不可转让绿证，是要满足市场机制下各地可再生电力消纳任务需要——能源局每年会考核上一年各省可再生能源电力消纳责任完成情况，并制定下一年目标（2030年全国各省最低总量目标为40%，最高70%）。未来，各省获得的绿证总量基本能反映绿电消费总量——用绿证来管理消纳任务进度，最大好处是解决了政策约束性目标与电力市场改革的潜在矛盾、厘清发输配售各段责任，为各地区制定灵活政策、促进各类用电主体消纳绿电提供了具体抓手。

地区能耗双控目标考核：基于绿证核算可再生能源消费量，将不再计入各地区能耗总量与强度（实际操作中通常是扣除相应用电量）——实现了可再生电力消纳与能耗控制的激励相容，也打通了地区与企业能耗核算口径。笔者判断，这一举措很可能将进一步提升各地就近消纳分布式光伏的动力。以浙江为例，根据2021发布的《浙江省可再生能源电力消纳保障实施方案（征求意见稿）》，各类责任主体超额消纳的量不计入责任主体或所在地市的能耗考核——此举推动了分布式光伏聚合交易等探索（类似“隔墙售电”，在配网实现分布式光伏上网电量就近交易、就地消纳，以缓解当地能耗指标不足）。

企业能耗考核：绿证的唯一性决定了每笔划转对企业和所在地区能耗数据的影响是相同的——意味着1000千瓦时绿电的消费（或消纳）。因此，只要地区能耗考核确定了可再生能源电力不计入能耗双控考核的具体实施办法，企业的能耗核算可直接参照当地算法执行，极大简化了规则。

企业碳排放核算：基于北京、天津和上海等地在当地碳市场管理中将消费绿电计为0的经验来看，未来这一做法将得到推广——即根据企业的有效绿证数认定其绿电消费数量，允许企业将这部分并等量的外购电力碳排放计为0。实际上，这一处理方式也符合GHG Protocol关于外购电力排放因子取值的规定（适用于基于市场的电力间接排放计算，market-based）。因此，笔者认为，对衔接碳市场、实现电碳协同而言，绿证新规基本确定了“电规碳随”的主基调。

二、企业如何用好绿证？哪些操作值得注意？

充分电气化+充分绿电化，是实现企业净零目标、获得国际认可的优先路径。

1.关于绿电消费，企业需要更新认知

谈到购买绿电，很多企业都会询问“是否要改线路、换电表？”或者“网电本来就有可再生电力成分，我还需要买么？”

3.0时代，需要更新绿电消费方式的隐喻——从“点到点直连”改为“发与用对账”：将电力系统看做一个时刻在流动的账目表，每度绿电上网都有绿证，拥有绿证就成了消费绿电的“充分且必要条件”。

只有绿证数量能证明你消费绿电的数量，或者，购买绿证就是购买绿电——无论你在哪里用电（在一些水电丰沛的山区，丰水期全天用的都是100%绿电），若无绿证，就未消费绿电，反之亦然。

企业要实现绿电消费，获取绿电和绿证，理论上包括以下途径：

2. “负成本零碳”路径将惠及更多企业

今年以来，多个省份已将光伏出力最高的午间时段调成“谷电价格”、5月山东现货市场出现了多日“负电价”——作为信号，体现了绿电的成本优势。通过售电公司签署中长期协议，可协商确定绿证价格（对于优质电力客户而言，拿到“半卖半送”的低价绿证可能性很大）。

对于外购电力间接碳排放占比高的企业，尤其是设立了净零碳目标的企业，通过电力市场购买绿电都将成为一种“负成本零碳”的现实选项。

3.0时代，绿证数量对应的电量将具有以下待遇：

可作为企业和所在地区履行消纳责任的证明；

不纳入企业和所在地区能耗总量与强度考核；

可被视为零碳外购电力而免除计入碳排放；

3.  关注绿电消费认证，确保绿证有效性

“通知”提出要建立基于绿证的绿电消费认证标准、制度和标识体系，并规定认证机构根据两年内绿证开展绿色电力消费认证。

绿电消费认证是衔接碳市场、实现国际互认的基础。对于已经设立零碳目标、，或需要对海外客户证明自己消费的绿电数量的企业而言，绿电消费认证，会是最可靠凭证。

此前，气候组织的RE100倡议已完成与中国绿证（GEC）的互认工作，后续绿电消费认证相关标准出台后，可以满足更多企业可再生能源利用信息披露要求（RE100倡议的成员企业，或者这些企业的供应商），也能满足企业碳排放核证要求（核算周期内的绿电消费认证决定有多少外购电力计为0排放）。

未来操作中，有效期限制了绿证囤积，企业购买绿电绿证需要关注发电日期（根据“通知”，或以发电日起2年为限）。

三、展望未来，好消息与坏消息

除用电企业外，绿电新规有直接带动售电、能源综合服务、新能源电站服务的创新和推广，未来或将惠及基于绿氢的新材料。但对于保有投机炒作（无论绿证还是所谓ccer）或漂绿，绿证新规更多是一盆冷水。

分布式聚合售电的机遇：新规打开了分布式光伏核发绿证的窗口，实际操作很可能需要项目业主自主提供数据和信息，将带动售电公司、综合能源服务公司以及光伏运维服务企业为项目业主提供绿证申报与销售服务。

对分布式光伏绿电绿证交易而言，最佳方式是优先在配网侧交易、就近消纳——降低了交易和传输成本，同时也提升了当地可再生能源消纳水平。目前此类交易还存在诸多不确定性，未来省级电力交易平台或将在分布式光伏绿证方面承担重要的角色。

CCER和国际绿证的冷水：新规明确了国内可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证，后续将推动绿证与国际类似标准的互认——对于iREC等国际绿证而言，基本要告别中国市场了。

对于国内自愿碳减排项目机制而言（所谓CCER），可再生能源发电项目不再具有纳入CCER范畴的必要性和正当性——新规提供的绿电消费认证机制可以直接在用电过程消除碳排放——购买绿电绿证即视为零排放，无须抵消。从项目业主角度，全国统一绿证市场（基础是电力交易市场）的市场容量和效率，均将远胜于碳市场，无需也不应奢望多重收益。

对于绿证市场，笔者建议不要有炒作投机的幻想。一方面，未来绿证价格预计持续降低（囤货有风险），此外，绿电消费认证对绿证有效期会有规定（过期会作废）。相反，应关注新能源应用、企业电力市场交易服务领域、基于绿电消费认证领域的新场景、新机会。