可再生能源绿色电力交易证书（以下简称绿证）被视为企业生产绿色电力的“电子身份证”，是二十多年来国际上推动可再生能源规模化发展、提升可再生能源消纳水平、促进绿色清洁低碳消费的通行做法。虽然绿证在不同国家和地区的核发机构、交易范围、价格机制等方面存在较大差异，各有特点、瑕瑜互见、难言完美，但都在努力推动可再生能源的发展和使用，以应对气候变化。

党中央、国务院高度重视绿色发展。党的二十大报告明确提出，推动绿色发展，加快发展方式绿色转型。2017年开始，我国开始建立绿证制度并不断完善健全。2017年，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《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》（发改能源〔2017〕132号），掀开了我国绿证交易的帷幕。2019年，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），将自愿认购绿证作为完成消纳责任权重的补充方式之一。2021年，国务院《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》（国发〔2021〕4号）提出：推广绿色电力证书交易，引领全社会提升绿色电力消费。国家发改委、国家能源局印发《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》(发改体改〔2021〕1260号)，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。五年来国家不断出台的支持和鼓励政策，我国绿证绿电交易取得了积极的进展，市场主体和社会对此都给予了高度关注和重视。

由于新能源发展时期、发展方式、电源类型等不同，用户侧对绿色电力消费理解还不够深入，从我国绿证绿电市场运行情况看，暴露出绿色电力真正需求尚未激发、绿电绿证交易需要协同、绿色电力市场与碳市场需有效衔接等一系列问题。其次，随着新能源装机规模的持续扩大，新能源全额保障性上网收购压力越来越大，新能源承担系统调节费用越来越高，要求新能源进入电力市场的呼声越来越强烈。

如何体现可再生能源环境价值优势，换档升级绿电绿证市场机制，进一步发挥绿证在构建可再生能源电力绿色低碳环境价值体系、引导全社会绿色消费方面的作用。国家发改委、财政部、国家能源局近期印发《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，以下简称《通知》），以此为分水岭，开辟了建设中国绿色价值体系、推动全社会共担能源转型成本的“新纪元”。

创业期：绿证绿电市场匍匐前行

为推动可再生能源发展，提高全社会消费绿色电能意识，各国在绿证、绿电交易两方面均进行了积极的探索。绿色电力交易分为“证电分离”和“证电合一”两种交易形式，前者侧重金融流通，后者名义上侧重物理消纳，操作中二者各有优势，可以独立存在，也可以并存互补，目前在不同国家和地区均有实践案例。从狭义上看，前者近似国内目前的绿证交易方式。从购买方要求看，绿证分为自愿绿证和强制绿证，其中强制绿证通常与可再生能源配额制（消纳责任权重）相配套。

政策制定至今的“创业期”，我国绿证市场取得了一系列成绩。2022年，全年核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，较2021年增长135%；交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。截至2022年底，全国累计核发绿证约5954万个，累计交易数量1031万个，有力推动经济社会绿色低碳转型和高质量发展。但我国绿证市场建设起步较晚，市场机制还不成熟，在供给、需求、衔接方面存在一些亟待解决的问题。

一是用户侧绿色消费的积极性未能得到充分激发，自愿绿证购买量少。2022年我国风电、光伏发电量达到1.19万亿千瓦时，而全年核发绿证对应电量206亿千瓦时，仅占新能源发电量的1.73%。

二是绿电绿证交易需要协同。绿电、绿证交易是促进可再生能源发展、推动能源消费清洁低碳转型的重要抓手。因此，无论是“证电合一”的绿电交易，还是“证电分离”的绿证交易，都只是用户获得可再生能源消费凭证、新能源企业获得绿色环境价值的手段。但绿电、绿证两个交易市场、两种绿色环境价格，导致用户侧对绿色环境价值的认识产生误解，因此，需要协同两种交易，使绿色环境权益价格趋同。

三是绿色电力市场与碳市场待衔接。目前，我国已经建立了绿电交易、绿证交易和碳市场等机制，各市场间相互关联影响，但缺乏有机衔接，尚未形成标准统一、信息共享的绿色电力消费认证体系。绿色消费互认体系尚未形成，绿电绿证抵扣碳排放量的方式尚未明确。电力市场和碳市场之间数据尚未实现有效交互，联通共享、数据溯源技术有待加强。企业绿色消费的认证和获取方式存在不同要求。

分水岭：开辟中国绿色价值体系“新纪元”

《通知》的印发为我国绿证绿电制度带来“新风”，以此为分水岭，构建中国绿色价值体系迎来2.0时代。

明确绿证是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与消费的唯一凭证。此次印发的《通知》明确了绿证适用范围，规范绿证核发，健全绿证交易，扩大绿电消费，完善绿证应用，实现绿证对可再生能源电力的全覆盖。在重新界定绿证定义的基础上，重新确定了绿证核发机构，由国家能源局负责绿证相关管理工作，并组织绿证核发。在绿证交易方面，依托中国绿色电力证书交易平台、北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易，后续适时拓展至国家认可的其他交易平台；采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行，现阶段可交易绿证仅可交易一次。绿证核发范围已得到全面拓展，由此前的陆上风电和集中式光伏发电项目扩展到包括全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等所有已建档立卡的可再生能源发电项目，实现绿证核发全覆盖。

实现可再生能源绿证核发全覆盖，将为引导全社会绿色电力消费、保障能源安全可靠供应、推动经济社会绿色低碳转型和高质量发展提供有力支撑。绿证将成为衡量可再生能源电力消纳量、完成可再生能源消纳责任权重、落实新增可再生能源不纳入能源消费总量控制政策、支撑能耗总量核算和能耗双控考核、支撑绿色电力消费认证、与碳排放量核算和碳市场衔接、满足外向型企业出口需要的重要支撑。

舶来品：国际绿证制度提供的“他山之石”

作为国际上通行的绿色电力消费证明方式，可再生能源证书制度通常是可再生能源配额制的配套政策，在20多个主要国家陆续实行交易，已成为促进新能源发电市场化消纳的重要手段。国际成功经验表明，推行绿色电力证书交易，通过市场化的方式，给予生产清洁能源的发电企业必要的经济补偿，弥补可再生能源承担平衡责任带来的收益下降，是可再生能源产业实现可持续健康发展的有效措施。他山之石，可以攻玉，借鉴国际可再生能源制度的成熟实践，为我们构建中国绿色价值体系提供经验借鉴。

国际绿证I-REC。I-REC市场有两个优势：一是将I-REC标准化，通过一系列规章制度构建I-REC规则，形成了可行的追溯标准，购买者能够便利地进行可再生能源消纳认证，避免双重认定、重复计算和重复发证问题。二是应用范围广，包括了风、光、水、地热、潮汐等多种发电类型，且标准可支撑任何国家和地区建立的电力属性追溯机制，以及自愿或配额制下的绿证市场。因为未区分是否带补贴，I-REC价格低于国际绿证APX TIGR和GO等，但自2023年起，I-REC将不再接受带补贴项目申请。I-REC凭证上，清晰说明凭证有效期（12个月）。

国际绿证US-REC。REC主要包括强制市场和自愿市场两类，其中美国共有30个州和华盛顿特区执行强制配额制或类似的机制。在各州配额目标下，电力供应商或公共事业供电单位要按其供电规模比例持有绿证。各州按自身资源禀赋差异，纳入配额制考核范围的发电类型各不相同。部分州对不同可再生能源发电类型确定了不同绿证履约系数，以体现该州配额对不同发电类型的差异化激励措施。部分州对配额进行了不同程度细分，制定了相关的子配额。亚利桑那、内华达、威斯康辛等州要求电力供应商必须使用“证电合一”的绿证完成配额，加利福尼亚州则对“证电合一”与“证电分离”绿证分别设定了配额目标。

国际绿证GO。所有欧盟成员国以及挪威、瑞士认可和实施GO制度，为可再生能源的自愿消费机制。所有GO成员国都要提供有关技术类别和发电项目信息等，可再生能源发电企业和电量购买企业、电力用户可进行双边交易，2017年前GO可在欧洲能源交易所市场进行开放交易，2017年开始只能在发电企业和买方之间进行双边交易，交易可跨境，可与电力销售相互独立。由于GO交易所受的限制较电力市场交易少，欧洲GO市场一体化程度高，实质属绿证交易。

新探索：健全中国绿证机制的发展路径

世界各国没有完全一样的可再生能源政策和绿证交易机制。我国的绿证自愿市场在借鉴国外已有经验的基础上，需完善绿证相应制度的建设，发挥绿证更广泛深远的价值。

一是通过绿证配额制度充分激发绿色电力需求。以可再生能源消纳责任权重作为政策约束，推行新能源电力消费强制配额制。各省将可再生能源消纳责任权重指标分解落实到电力用户，推动用户通过参与绿电绿证交易完成指标。鼓励国有企业、地方机关事业单位带头提高绿色电力消费水平。采用强制约束方式推动高耗能企业增加绿色电力消费。加快建立全国统一绿色电力认证体系，实现各市场间绿色低碳贡献度互认。促进绿证在减碳、能耗双控、出口、产品标识等各类政策和市场场景下发挥可再生能源消费基础凭证作用，全面扩大社会对绿色电力消费的认可度和市场需求。

二是做好绿电与绿证及电力现货市场的衔接。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，割裂了电力市场，同时也割裂了绿证市场。根据《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）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，“证电合一”名存实亡，因此，应同步对绿电交易、绿证制度进行改革，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。

三是衔接绿色电力市场与碳市场。做好绿电与碳市场在数据信息、信用信息及监管监控信息方面的信息联通。构建电碳分析模型，利用电力市场数据支撑主要高耗能行业的碳排放监测、核算等工作；在碳市场中，需重点处理好电力间接排放的计算问题。应及时调整电网排放因子的计算方法，根据绿证核发和销售情况及时调整、更新各级电网的平均排放因子。在CCER市场中，处理好绿证与CCER的转化关系。控排企业可持具备转化条件的绿证在CCER的管理机构进行登记，CCER的管理机构在与绿证管理机构完成相应绿证的核销后再将对应的减排量赋予控排企业。加快推动绿色电力国际标准体系建设和绿证国际互认。将我国绿电获取、绿电溯源和绿电交易发展优势转化为国际话语权优势，促进实现中国绿证体系的国际互认。推进在IEC《绿电获取-国际通用标准》、IEEE《基于区块链的绿色电力标识应用标准》以及ITU绿电溯源相关国际标准的立项研发，力争早日获批发布；帮助我国企业应对欧盟碳边境调节机制，为企业更好参与国际竞争提供支持。

四是正确协调绿色与安全的关系。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的关系。负电价的出现实质是电力供需极度宽松，市场释放出的电力价格真实信号，也同时反映出电力系统为消纳新能源的极度压力。因此，对可再生能源电力发放绿证，需要统筹考虑负电价时段电力系统付出的安全成本，避免出现对该时段的新能源电力全额发放绿证，导致电力系统为此支付更多的安全成本。在电力市场合理运行和保障电力安全基础上，客观体现新能源的绿色环境价值，才能促进新能源的有序发展。

五是发电企业加强绿证政策研究和对接跟踪，全面推进市场化运营。针对配额制及强制购买绿证启动的时机、履责主体的认定、配额指标的分配、履责成本的疏导等重大问题，与政府部门保持密切沟通。主动寻找用户，根据认购方的需求申请绿证，加快风电、光伏企业资金回笼。提前应对可再生能源配额考核，建立专门机构负责绿证交易，组织相关人员研究学习绿证交易机制和交易规则，加快绿证资格申请，做好充分的绿证交易准备工作。

激发绿色电力消费潜力、扩大绿色电力消费需求，对推动全社会提升绿色电力消费水平意义重大。面向未来，为助力实现“双碳”目标，需要更好地统筹能源安全保障与绿色转型，持续加大研发投入和科技攻关力度，健全多层次统一电力市场体系。积极推动新型电力系统建设，努力构建清洁低碳、安全高效的能源体系，为社会生产和人民生活提供安全稳定充足的清洁电力。