近期，绿色电力（简称“绿电”）市场迎来直线拉升的上涨之势。中国电力企业联合会近日发布数据显示，今年前5个月，全国绿电、绿色电力证书（简称“绿证”）交易总量达1871亿千瓦时，其中1481亿千瓦时来自绿电交易（“证电合一”交易），同比增长254%；390.7亿千瓦时来源于独立的绿证交易，同比增长1839%。

这其中，绿证交易的增长尤为突出。自2017年绿证制度建立以来，其市场沉寂多年未有起色，今年以来，绿证交易“平地起高楼”，需求激增，截至记者发稿，我国最大规模的单批绿证交易在南方区域达成：广东能源集团、深圳能源集团等654家经营主体达成2482万张绿证交易，折合电量约248亿千瓦时；而“证电合一”的绿电市场规模稳步扩大，需求强劲。在中电联最新发布的《2023年中国绿色电力（绿证）消费TOP100买家排行榜》中，可以看出绿电消费侧覆盖了能源、电信、石化、钢铁、互联网科技、汽车制造、生活服务等各行各业，绿电市场走势喜人。

但市场向好的背后隐忧犹在。

当前，绿证价格正在经历疯狂内卷，一边是狂飙突进的成交量，一边是断崖下跌的成交价；绿电市场供需错配、省间壁垒难破、交易机制单一等问题，正在制约市场的进一步扩大。随着绿电成为影响对外贸易、构建绿色产业链的重要要素，绿电市场逐渐由“政策驱动”走向“需求驱动”的发展新阶段，但真正激发全社会绿电消费动力仍然任重道远。

亦喜亦忧的绿证市场

近期，企业用户对绿电高度关注，各地商务厅（局）面向市场主体接连组织有关绿证绿电机制与国际贸易规则的培训，各电力交易中心纷纷开展有关绿电绿证专题的电力市场培训，6月，江苏电力交易中心组织的培训一度因报名过于踊跃，人数大大突破上限而改换场地，绿电市场热度可见一斑。

国家电网和南方电网均在近期发布了今年1~6月的绿电交易数据：在国网区域，今年前6月已成交绿证达5700万张，是去年同期的39倍。绿电交易为980亿千瓦时，是去年同期的2.5倍；南方区域绿电绿证交易量达到412亿千瓦时，同比扩大6.2倍，远超去年整体规模，其中绿电交易140亿千瓦时，绿证交易2723万张（折合电量272亿千瓦时），参与绿色电力消费的电力用户超2000家。

值得关注的是绿证交易量的激增。过去，我国绿证机制主要为降低新能源的补贴需求而建立，因应用场景模糊、价格竞争力不强等原因，多年来需求不振，市场接受度不高。随着2023年7月绿证制度调整，今年以来，情况发生了巨大改变。水电水利规划设计总院数据显示，截至今年5月，累计绿证单独交易7801万张，这其中，今年的绿证交易量已超过了“半壁江山”。

从冷门到热点，绿证交易的升温中，背后的政策推力脉络清晰。自2023年7月国家发展改革委、财政部、国家能源局《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）发布以来，绿证由体现新能源补贴价值转向体现绿色电力环境价值，政策从多方面构建绿证应用场景，为绿证交易构建市场驱动的内生力。1044号文指出绿证的五大应用场景，包括支撑绿电交易、核算可再生能源消费，认证绿色电力消费、推动绿证国际互认、衔接碳市场；2024年2月，国家发展改革委发布《加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号），首次将绿证交易纳入省级人民政府的考核，加强了绿证与能耗“双控”政策的衔接。

在1044号文与113号文的共同作用下，一个突出的应用场景正在释放需求：以绿证抵扣能耗以应对能耗“双控”考核。

近半年来的市场采购情况印证了这一需求。青海是最早针对能耗“双控”要求开展大规模绿证采购的省份。据记者了解，2023年末，青海数百家企业采购1300万张绿证，激起市场巨浪。今年上半年，浙江绿证交易1683万张，上海交易绿证超过1500万张，有关绿证的询价在市场上层出不穷。“绿证找到了一个切实落地的应用场景，即消费绿证可以抵扣企业的能耗总量和能耗强度，这一政策对于绿证市场具有非常大的激励作用。近期，上海、浙江等地的用户正在大批量采购绿证，这和113号文的推动有直接关系，现在我们每天绿证的交易量至少几十万张，甚至达几百万张，这在过去是非常少见的。”北京电力交易中心相关人士告诉记者。

据业内人士分析，随着“十四五”进入末期，临近收官，预计今年下半年到明年，基于能耗“双控”考核带来的绿证需求会持续释放。

绿证市场需求爆发，业内人士亦喜亦忧。“大额绿证交易主要由能耗‘双控’等政策驱动，但过于依赖能耗‘双控’考核带来的需求，市场或将呈现出与碳市场类似的‘潮汐现象’，在临近考核的时间段内交易量和价格会出现显著增长趋势。一旦考核过去，不排除市场交易会出现较大波动。”中国碳中和五十人论坛特邀研究员郑颖表示。

“尽管目前绿证消费显著扩大，但由行政考核引起的市场需求，亦会随着考核的变化而受到冲击。当前，各省能耗考核的要求各有差异，且并未将任务分解给具体用户，企业对于完成考核任务没有明确预期，难以针对考核要求开展购买绿证的成本计划。我们对于明年的考核会是怎样也心里没底。”某东部发电企业人士亦对此感到担忧。

尽管绿证市场交易激增，但价格却一路下滑。自1044号文发布后，国家能源局组织首批绿证核发就达到1191万张，截至5月，全国累计核发绿证约5.12亿个，供给侧“开闸放水”，加之绿证有了2年的“有效期”，加剧了发电企业抛售绿证。

数据显示，在国网区域，2022年交易绿证145万张，交易均价28.10元/张；2023年交易绿证2364万张，交易均价19.22元/张；2024年截至6月交易绿证5700万张，交易均价9.6元/张。中国绿色电力证书交易平台显示2024年6月挂牌交易成交均价为7元/张。

部分在网络上流传的绿证招标采购文件也显示绿证价格已跌破10元。不同年份的绿证价格不一，即便是同年份的绿证价格也存在较大差异。据记者观察，2024年的绿证价格最高，一般可卖8元以上，2023年的绿证仅1~6元，2023年之前的绿证则少有人问津，存量绿证滞销焦虑不断蔓延。6月17日，上海某科技投资开发有限公司发布购买绿色电力证书项目成交公告，内容显示该公司计划采购绿证160万张，要求绿证年份为2023年，项目预算1000万元，预算折合单价6.25元/张。但八家投标企业的平均报价低至4.21元/张，最低价2.79元/张。根据成交公告，第一中标候选人报价512万元，折合单价3.2元/张，其绿色环境的度电溢价已低至几厘钱。

“目前绿证市场呈现出供过于求的态势，因此绿证价格过低，新能源的绿色价值很难在绿证市场中得到体现。”华北电力大学中国能源政策研究中心副主任张洪表示。

当前，绿证全覆盖工作正在持续推进，绿证从“自愿核发”转为“全量核发”，核发范围在原有陆上集中式风电、太阳能发电基础上，纳入海上风电、分布式新能源、常规水电、生物质、海洋能、地热能等。记者了解到，按照国家能源局的要求，今年年底之前将完成绿证全覆盖的工作，在这一目标推动下，每月大约将核发3亿多张绿证，届时如果没有政策引导新的需求，绿证市场将进一步失衡。

业内人士建议，应适时研究建立绿证二级市场，强化绿证市场的交易量和活跃度。“目前大量的绿证需求过于单一，且只能交易一次，对市场参与者而言，绿证缺乏有效的保值增值手段，因此，一旦购售双方的诉求发生变化，市场价格极易受到冲击，进而出现较大波动。”郑颖表示，“在只能交易一次的前提下，个别省为应对能耗考核易造成本地绿证囤而不售，若省内绿证交易不足，省间绿证‘惜售’，将进一步加剧绿证流动性弱的局面。因此，建议适时考虑建立二级市场，加强绿证的流动性，提振绿证价格。”

虽然绿证的发展目前仍面临许多挑战，但从市场的反馈来看，越来越多的企业正逐步接受和理解绿证机制，并参与到绿证交易中来。“我们在沟通中发现，今年以来，不少外资企业和出口外向型企业已经通知供应商转向中国绿证采购，以完成减排或可再生能源使用目标。随着更多的企业采购中国绿证完成国内外供应链要求，绿证未来的使用和发展还有相当大的潜力和增长空间可挖掘。”郑颖补充道。

供需错配的绿电市场

作为绿证交易的子集，绿电交易自启动以来市场规模稳步扩大。“今年1~6月，北京电力交易中心的绿电交易已经超过980亿千瓦时的成交量，当然这其中年度交易占了大头。现在我们正在开展多月度、月内、周内乃至更短周期的绿电交易，预计7月国网区域的绿电成交量将超过1000亿千瓦时，全年绿电交易量有望达到去年的两倍以上。”北京电力交易中心相关人士告诉记者。

绿电需求较为集中，在东部某些地区，绿电的可获得性依然面临挑战。绿电资源区域供需不均衡，跨省绿电交易受多种因素制约开展难度大。

“江浙沪地区是巴斯夫最重要的生产基地之一，基地用电量大，能源转型任务重，然而，本地绿电供应规模有限。这些资源禀赋较弱的地区要获得绿电极为依赖跨省区交易。”巴斯夫（中国）有限公司亚太区采购总监张建告诉记者，“比如，目前在上海采购绿电，主要的困难在于送出省份的意愿及跨省输配通道紧张。”

我国80%的风能和90%的太阳能资源分布在西部、北部地区，而70%的能源需求及绿电消费需求集中在东部发达地区，导致新能源资源需要更大范围进行资源优化配置。“东部地区网架结构强，用电负荷高，本地的风光平价项目主要参与新能源保障性收购，分布式新能源尚未入市，这使得本就不多的东部新能源资源中，能够留作绿电市场化交易的更加有限。”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽告诉记者。

绿电跨省区交易的一个关键难题在于通道空间。目前，省间通道在满足优先计划后，剩余通道空间不足，导致西北新能源消纳困难与东部绿电购买困难“两难共存”。

随着“三北”地区新能源提速开发，送出通道资源的稀缺性不断凸显，跨省区电力外送需“排队”等通道，其中以政府间框架协议等为优先计划，很多通道还没排到市场化交易电量就已经占满。

比较典型的是吉泉直流和灵绍直流两大西北送华东的通道。华东地区要采购西北的绿电，基本都要通过这两条通道，优先计划一排，通道的利用率可高达7000小时，叠加每年检修的时间，基本上没有空间做市场化交易。

此外，新能源“看天出力”的特性，也使其匹配外送通道难度加大，“比如广西某些月份负荷低谷时段风电消纳存在困难，有外送需求，但新能源有富余的时候，通道没空间，通道有空间的时候，送端没有新能源外送需求，很难匹配上。”广州电力交易中心人士告诉记者。

绿电外送不仅通道稀缺，卖方亦存在惜售心态。目前，西北地区新能源大省为完成可再生能源消纳责任权重任务，倾向于将绿电资源留在当地，在优先完成消纳责任权重的基础上有余量再考虑外送。受制于省间壁垒，东部绿电需求与“三北”地区绿电供应难以充分打通，省间交易中绿电交易占比仅为0.99%。

“已经执行的跨省区交易也多以电网代购电形式操作，从用户的角度，我们希望终端电力用户能够与电源项目开展点对点的跨省区交易，但目前这一机制尚在试点阶段，覆盖面较小。”张建表示。

近年来，消纳方式更直接、新能源环境价值在碳排放核算中更易验证的“绿电直供”亦成为企业期待的绿电消费模式。当前，山西、山东、内蒙古、吉林已出台支持政策，鼓励开展绿电直供并推动试点。但绿电直供存在经济性、可靠性、稳定性等方面难题，以及市场主体责任承担的公平性争议，目前发展面临较大挑战。

绿电的资源错配，不仅反映在物理空间的错配，也反映在计划与市场的错配。目前，新能源作为“优先发电计划”被电网全额收购，匹配优先购电用户，即居民和农业用户，居民和农业等优购用户并无绿色权益需求，而市场化的工商业用户绿电消费需求逐年提高，造成了部分地区市场化用户“无绿电可购”，而居民和农业用户却“无意识”消费绿电的现象。“这本质上仍是计划与市场双轨运行导致的资源配置扭曲。”广州电力交易中心人士表示，“当前，新能源超预期增长带来了电网运行安全、系统成本升高、新能源无序发展等问题，推动高比例新能源入市是当务之急。随着新能源更大范围入市，一方面将提高绿电的供给，另一方面将进一步缩小优先发电的范围，使得绿电的供需双方可以更加灵活地进行自主选择。”

随着绿电需求的扩大，绿电供给侧扩容正在成为交易中心下一步计划开展的工作。“目前，参与绿电交易的仅为平价风、光项目，1044号文发布后，生物质、地热、海洋能，包括分布式等电源均可得到绿证核发，我们将推动多元种类绿电、聚合分布式资源参与绿电市场，以期释放更多绿电资源。”北京电力交易中心人士表示，“此外，我们也希望跨省外送的平价新能源电量能够以带绿证的方式来交易，从而实现电量价值与环境价值的统一。”

较之绿证市场普遍供大于求，绿电市场分化明显：在东部地区，绿电是卖方市场，但在西部地区，绿电需求不振。记者了解到，在南网区域，广东企业绿电需求旺盛，绿电成交率超过96%，而西部省区如云南、广西等绿电资源丰富，但绿电消费刚需较少，成交率低。

在用户方面，企业主体对于绿电交易的认识水平参差不齐，批发市场主体比零售市场主体对于自身如何开展绿色电力交易有着更加清晰的认识。一些跨国龙头企业以及大型外向型企业对于自身如何通过多元方式获取绿电，完成有关“双碳”承诺、碳关税要求、ESG声明、能耗考核等已经具备成熟的认识和周密的规划，甚至成为了一股推动绿色政策机制健全完善的重要社会力量；而数量众多的中小企业处于对绿电市场了解和观望阶段，对于如何通过绿电、绿证等工具实现链主要求或考核要求仍然存在诸多困惑。此外，亦有部分电网代理购电用户存在绿电消费需求，但相关交易机制尚未打通。

绿色机制仍需加强内功

当前，高比例新能源入市在即，在入市可能面临的“量价”风险下，一个充分、完全、有效的绿色市场可为新能源平稳入市护航。

盘活绿电市场，关键的任务在于落实可再生能源 “配额制”。

在国际上，绿证交易制度往往与可再生能源配额制“如影随形”，英国、澳大利亚、美国部分州已实施可再生能源配额制数十年。2019年，国家发展改革委和国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，标志着我国强制性可再生能源消纳机制正式建立，亦即我们通常理解的“配额制”。该机制的建立，意味着我国可再生能源消纳进入电力用户共同履责的时代。

但可再生能源消纳责任权重政策执行5年多来，消纳指标并未分解至单个市场主体，消纳责任仅在省级行政区范围统计核算，未进行实质性考核，用户侧“配额制”未切实落地。“实际上，以绿证机制促进可再生能源消费，本应在绿证市场交易中发挥‘主力军’的作用，但目前来看，这一应用场景对于市场的推动作用并不明显。如果消纳责任不能分解至用户，将难以有效发挥该机制促进可再生能源消纳的作用。”北京电力交易中心人士表示。

当前，可再生能源消纳责任指标设置过于温和、西高东低，正在成为绿电交易的困扰。在近年来的考核中，绝大多数地区完成消纳责任没有难度，个别未能完成任务的地区反而均为西部新能源富集地。国家能源局发布的2023年可再生能源消纳责任考核权重表显示，上海、江苏、浙江、甘肃、青海、宁夏等省（市、区）非水电消纳责任权重分别为6%、13%、11%、21.5%、27.2%、24.5%。进入“十四五”以来，我国新能源超预期发展，资源禀赋优越的“三北”地区更是以大规模集中式大基地建设领跑新能源增长，消纳压力进一步加大。东西部地区承担最低消纳责任权重任务悬殊，不仅没有对东部经济发达地区绿电消费起到足够的激励作用，反而对西部高比例新能源地区造成“鞭打快牛”的困境。在消纳责任考核、供需形势偏紧、疏导省内火电上涨成本等因素的交织作用下，西部地区在完成送电协议基础上缺乏外送绿电的意愿。

“能源转型是各地区‘共同但有区别的责任’，经济发达的省份，应该承担、也有能力承担更多的责任，而不是按照可再生能源资源禀赋来制定消纳责任权重，下一步建议建立与经济发展相适应的可再生能源消纳责任权重指标。”张洪建议，“同时，将消纳责任权重指标分解至用电主体，明确指标分配规则和约束考核机制。”

目前，在全球范围内，以绿证为代表的能源属性证书的应用正在进入瓶颈期与快速发展期交叠的阶段。

一方面，从全球来看，现有的能源属性证书体系的使用出现了瓶颈。今年5月，欧盟委员会发布了欧盟新电池法案下的动力电池碳足迹计算规则征求意见稿，对于最受关注的电力消费建模，草案仅认可使用“全国的平均电力消费组合”和直连电力，这意味着购电协议（PPA）和能源属性证书（EAC）这两个市场化工具可能无法用于核算扣减电力碳足迹。尽管该规则目前仍处于征求意见阶段，但已显现出欧盟规则下绿证与碳足迹核算解耦的迹象。

“实际上，关于绿证在碳排放核算中的作用，在全球范围内仍未理顺，规则一直处于动态变化之中。绿证与碳究竟应关联还是解耦是一个十分复杂、众说纷纭的问题。”上海市经济信息中心低碳中心副主任蒋文闻表示，“仅从我国自身建立健全绿色机制、推动新能源发展和经济社会低碳转型的角度来看，绿证制度还需要进一步练好内功、自我完善。比如为切实保障绿电环境权益的唯一性，需要完善绿证标准体系、提升绿证相关数据精细度，建立绿证签发、交易、使用、注销全流程闭环机制等配套支撑。要尽可能避免技术上的瑕疵和标准上的模糊，从而建立更加‘过硬’的绿色电力消费体系。”近日，我国绿电相关标准制订取得重要进展，由能源行业电力市场标委会组织制定的《绿色电力证书交易技术支持系统通用要求》《绿色电力消费核算方法》《绿色电力消费信息溯源技术导则》三项能源行业标准已由国家能源局公示征求立项意见。

另一方面，全球的能源属性证书体系建设，正加快向更精细的时空颗粒度要求发展。“目前，美国、欧洲等国家或者区域均在建设基于小时级及以下时间尺度的证书体系，并配套研究相应时间尺度的电力排放因子，欧洲的众多智库也在积极向欧委会游说，推动将小时级要求加入欧盟碳关税以及电池法案的碳足迹计算规则中。事实上，欧美的能源属性证书体系经过多年发展，已经形成了相对稳定和成熟的模式，但原有的粗颗粒度证书已经无法满足当下的可再生能源发展和使用需求，因此，以小时级匹配数据为基础的证书体系建设是势在必行的。“郑颖提醒道，“我国在完善和发展绿证体系的同时，也应当关注国际间这一趋势的发展和变化，警惕在能源属性证书体系上形成新的能力和制度壁垒。”