IIGF观点 | 我国绿证交易现状分析及未来展望

3月5日，国务院总理李克强在政府工作报告中指出，2022年政府工作任务包括“有序推进碳达峰碳中和工作，落实碳达峰行动方案”。并且要“推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，提升电网对可再生能源发电的消纳能力。”
　　绿色电力证书是促进新能源发电市场化消纳的重要手段，同时能够缓解国家财政补贴负担，是近十几年来国际通行的做法。荷兰最早在2001年率先开展了绿证交易，此后有20多个主要国家陆续实行绿证交易。2017年1月，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》(下文简称《自愿认购交易制度的通知》)，我国开始实施可再生能源绿色电力证书。目前我国的绿证市场仍处于发展的初期阶段，以自愿认购为主，交易规模较小，未来应借鉴国外发展经验及我国具体情况进一步完善绿证制度，以促进绿色能源消费。本文基于我国现行绿证制度及绿证市场现状，对绿证交易的目的和特点进行梳理，分析绿电交易现状并给出案例参考。
　　一、绿证定义、核发及自愿认购规则
　　（一）绿证定义
　　绿色电力证书是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。在我国，风电、光伏发电企业通过可再生能源发电项目信息管理系统，依据项目核准(备案)文件、电费结算单、电费结算发票和电费结算银行转账证明等证明材料申请绿色电力证书，国家可再生能源信息管理中心按月核定和核发绿色电力证书。
　　（二）核发及自愿认购规则
　　国家可再生能源信息管理中心负责审核证书核发资格申报材料。通过资格审核的企业，应在信息平台按月填报项目结算电量信息，并于每月25日前上传所属项目上月电费结算单、电费结算发票和电费结算银行转账证明扫描件等。信息中心负责复核企业所属项目的合规性和月度结算电量，按照1个证书对应1MWh结算电量标准，向企业核发相应证书。不足1MWh结算电量部分，结转到次月核发。
　　在定价方面，绿色电力证书自2017年7月1日起正式开展认购工作，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自行协商或者通过竞价确定认购价格。对于出售绿证的企业而言，风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。目前，我国绿色电力证书经认购后不得再次出售，国家可再生能源信息管理中心负责对购买绿色电力证书的机构和个人核发凭证。
　　二、绿证交易的发展背景
　　（一） 庞大可再生补贴缺口
　　目前我国的可再生能源补贴缺口十分巨大，绿证制度的推出有望一定程度弥补可再生能源补贴资金缺口。我国支持以风电和太阳能发电为代表的可再生能源快速发展的主要补贴资金来自可再生能源发展基金，包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加(之后简称“电价附加”)。为缓解补贴资金困难，中国可再生能源电价附加自2006年征收以来，历经5次上调，从0.1分每千瓦时提高到1.9分每千瓦时，增长19倍。然而，面对风电和光伏发电的跳跃式发展，补贴资金缺口却愈滚愈大。至2019年，我国可再生能源补贴缺口累计超过2600亿元，绿证交易可以让可再生能源企业能够找到那些承诺进行绿色化的企业和公司进行交易，解决目前可再生能源电价附加单一靠收电费的补贴来源方式。
　　（二） 超过全生命周期发电补贴问题
　　对于超过全生命周期的新能源发电项目，引入绿证交易可以在一定程度上解决此类项目发电补贴问题。根据《可再生能源电价附加补助资金管理办法》(财建〔2020〕5号，以下简称5号文)的规定，纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。并且，按照5号文规定，纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。这项举措可以进一步降低可再生能源未来的补贴缺口，同时也有助于促进再生能源发电溢价寻求市场消纳，形成良性循环。
　　三、绿证特点
　　（一）证电分离
　　在我国，符合可再生能源电价附加资金补助目录的可再生能源发电商通过信息平台向信息中心申请证书，通过审核后，由信息中心向审核合格的新能源发电商发放绿色电力证书。企业作为绿证供应方在认购平台上挂牌出售绿证，标明出售价格和出售数量，认购参与方按照规定在平台上进行交易。从我国现行绿证交易机制中可以看出，每笔绿证交易并不与物理的绿色电力运输或使用一一对应，即购买绿证宣称使用绿电并不意味着企业实际消纳了对应绿电，绿证作为一种资产性凭证，更多表现的是政府机关、企业或个人对新能源发电在态度上的支持。
　　绿证是一种二次分配手段，鼓励电价承能力更强的企业和地区提高绿色电力消费，电价能力较差的企业和地区通过出售绿证用于抵消可再生能源的发电成本。因此证电分离最大的优点在于能够解决电力输送能力对绿证交易的限制，从而促进可再生能源的消纳，减少建设绿电传输通道的成本，推动碳中和进程。但证电分离的模式也容易导致绿证交易和绿电交易的脱节。目前除美国新泽西和宾西法尼亚州的售电商可通过电力批发市场购买捆绑式绿证与可再生能源电量外，大多数国家仍采用证电分离的交易体系。
　　（二）自愿交易
　　我国绿证交易的第二大特点为自愿性。根据2017年印发的《自愿认购交易制度的通知》以及附件《绿色电力证书合法及资源认购规则(试行)》，我国绿证目前实行自愿认购制度，从2017年7月1日起正式开展认购工作，并根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易，但目前强制约束交易仍未启动。在自愿认购制度下，绿色证书交易的买卖双方都建立在自愿的基础上，作为卖方的可再生能源发电企业和绿证的买方都可以选择是否参加认购交易，而卖方和买方的相对意愿的程度和规模将决定绿证交易的数量和价格。
　　自愿认购交易制度对参与交易的市场主体的限制和激励都较弱，由于购买绿证能享受的额外优惠政策的空白，目前政府机关、企业或个人购买绿证的主要动力是履行社会责任以及树立企业形象，绿证交易水平较低。若仅靠自愿绿证交易市场，我国的绿证交易发展将会十分有限。目前欧洲绿色证书GO(Guarantees of Origins)机制为绿证自愿市场，同时挪威、瑞典等国家同时建立了有配额义务的绿证强制市场，但与GO系统相互独立；美国的绿证机制也为自愿交易和强制市场并行，同时自愿市场购买渠道和购买方式都比较灵活，其中自愿非捆绑可再生能源证书购买方式在总绿证市场中仍占比最大。
　　四、绿证发展现状
　　（一） 补贴项目价格远高于非补贴项目图1 2021年补贴项目绿证成交价格情况 数据来源：绿证认购平台图2 2021年非补贴项目绿证成交价格情况 数据来源：绿证认购平台　　根据绿证认购交易平台的数据(图1-2)，2021年我国补贴项目风电绿证和光伏绿证成交的平均价格分别为193.2元/个、652.2元/个，非补贴项目风电绿证和光伏绿证的成交平均价格均为50元/个，补贴项目的绿证价格远高于非补贴项目的绿证价格。这种价格差异主要来源于两个方面：从绿证制度的设立目的出发，实施绿证可以有效缓解我国日益扩大的新能源补贴缺口。根据估算，我国截止2020年末的新能源累计补贴缺口在4000亿元左右，而若不实施相应解决措施，到2030年后累计补贴缺口将超过10000亿元。根据《绿色电力证书合法及资源认购规则(试行)》第十三条规定，“风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴”，因此绿证作为新能源补贴的重要替代工具的属性导致有补贴项目的绿证价格高于非补贴项目的绿证价格。从绿证的定价机制来看，列入可再生能源发电项目补贴清单的项目绿证的认购价格不能高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额，带补贴绿证的价格上限为度电补贴金额*1MWh，而在具体价格确认的过程中，买方会尽可能促进成交价格靠近上限，使得最终补贴项目的绿证成交价格高于非补贴项目。
　　（二） 绿证交易率极低图6 我国各省风电绿证交易率情况 数据来源：根据绿证认购平台提供数据进行测算　　根据绿证认购交易平台的数据(图3-5)和依据绿证认购交易平台数据的测算结果(图6)显示，以风电行业为例，截止2022年2月26日，在全国各省风电绿证核发量数据中，核发量最高的河北省共核发5428315张风电绿证，最少的新疆建设兵团共核发34979张风电绿证；在全国各省风电绿证挂牌量数据中，挂牌量最高的吉林省共挂牌1507048张风电绿证，而挂牌量最少的青海省挂牌12516张风电绿证；而在全国各省风电绿证交易量数据中，交易量最高的的吉林省共交易256927张风电绿证，而交易量最少的宁夏仅交易了5张风电绿证。测算交易率数据发现，虽核发量和挂牌量较大，但全国各省绿证交易率都很低，绝大部分省份交易率在5%以下，全国的平均交易率仅为5.54%。
　　绿证交易率低主要有三方面的原因：首先是绿证交易的激励机制不足，企业及个人并不能通过购买绿证获得额外的收益或享受其他优待政策，只能作为认证凭证而无法抵消电费，同时根据《自愿认购交易制度的通知》中第三条规定“绿色证书经认购后不得再次出售”，限制了绿证的二次买卖，导致绿证的流动性较低，以上种种原因都导致了绿证认购的动机不足。其次是绿证交易的强制机制不足，我国虽从2020年1月开始实行消纳责任权重考核，但履行消纳责任有三种方式，而绿证只是其中一种，因此市场主体可根据不同方式的经济性进行选择，导致了绿证认购动力的缺乏。最后是国际绿证作为替代品对国内绿证的冲击，由于国际绿证的价格更低且国际认可度更高，因此国内不少企业项目选择了“国内补贴+国际绿证”的方案，冲击了国内的绿证市场。
　　（三）风电绿证价格远高于光伏图7 我国2021年风电和光伏绿证成交价格对比 数据来源：绿证认购平台　　根据绿证认购交易平台的数据(图7)，2021年风电绿证交易的平均成交价格为146.3元/个，而光伏绿证交易的平均成交价格为72.6元/个，风电绿证的价格远高于光伏绿证的价格。造成这一现象主要原因为：虽光伏的度电成本和补贴标准都高于风电，但在成交价格较高的补贴项目绿证交易市场上，风电绿证的交易量远远大于光伏绿证的交易量。根据前文可知，补贴项目的绿证价格远高于非补贴项目的绿证价格，因此不同类型绿证的补贴项目绿证成交数量将在很大程度上影响绿证平均成交价格。根据图8和图9，截止2021年，全国累计风电补贴项目绿证成交量为78682块，而累计光伏补贴项目绿证成交量仅为181块，由此导致在高价市场中，光伏绿证虽价上更高，但量上远远不及风电绿证，最后的结果便是从全部项目范围来看，风电绿证价格远高于光伏绿证。
　　五、美国绿证交易
　　（一） 绿证市场
　　美国可再生能源发电公司的收入有三个部分：电力销售、绿色证书销售和补贴。设计绿色证书的初衷是为了帮助生产者和用户联系。即使发电和绿色证书不同时生产，也能帮助双方实现双赢。在美国，绿色证书有两个不同的市场——强制交易市场和自愿交易市场。强制交易市场是根据有关可再生能源配额标准的法律和法规建立的，也被称为配额制度，存在于30多个州。自愿市场是消费者购买可再生能源的市场，他们愿意支持可再生能源的发展。
　　（二） 交易形式
　　在美国有两种交易形式：捆绑交易和无限制交易。前者模式中，绿色证书与可再生能源捆绑销售。这种模式的优点是，最终用户在购买电力的同时也购买了绿色证书，并且该证书是一种无形的产品，零售商不必向用户解释它的概念。无限制交易的优势是，终端用户可以自由地购买绿色证书，以支持可再生能源的发展，而无需取代现有的零售商。它可以避免实体电力现货市场或双边合同市场的购买力困难，消除电力调度。同时，可以降低向终端用户提供可再生能源电力的成本和在现货市场上购买实物电力相关价格的风险。
　　（三） 监管系统
　　如果可再生能源生产的额外成本超过了规定的标准，将会有一定的处罚。由于不同地区的资源基础或能源开发偏好不同，美国采取了证书多样化的方法，以鼓励某些能源的开发利用，或解决不同资源类型的发电成本差异较大的问题。例如，每发1兆瓦时的电力，风能只能获得一个绿证，而太阳能可获得5个绿证。绿证将被分配一个唯一的身份证号码，以确保它不会被买卖，并将被区域跟踪系统跟踪。美国大多数符合市场要求的州都被要求使用这种第三方跟踪系统，由于其适用性，该系统正逐渐被自愿市场使用。
　　（四） 政策效果
　　美国有30个州实行配额制度，可再生能源配额标准要求电力供应商在其零售负荷中拥有最低的可再生能源比率。各州通过实践积累了经验，但政策设计差异较大，总体实施效果相对较好。配额制度实施后，约有50%的项目受益。大部分电力供应商履行义务，未被罚款，零售电价上涨约2%。近年来，随着太阳能成本的持续下降，满足绿色配额制度的太阳能绿色能源的比例也大幅增加。自2000年以来，美国60%的绿色电力都来自配额制度。
　　六、绿证交易案例分析
　　2021年7月，国内领先的新能源投资企业景旦新能源公司与苹果供应链企业L公司、国际权威绿证签发机构APX，三方达成100000张平价绿证交易合作，这是中国迄今为止规模最大的平价绿证交易。该绿证由景旦新能源投资的分布式光伏平价项目产生，基于远景智能物联平台EnOS进行线上核查并由APX进行签发，远景EnOS平台提供的物联网和区块链技术确保了此次购买平价绿证的唯一性和可追溯，确保了整体绿证交易的安全和可靠性。
　　据了解此次平价绿证交易价格在25-30元/张(即0.025-0.03元/kWh)。这100000张平价绿证将为L公司的工厂提供1亿度绿色电力环境权益属性，助力其实现100%绿电的目标。此次交易是国际权威绿证签发机构APX在中国首个平价绿证交易，也是迄今为止全球规模最大的平价绿证交易，单笔交易量已经超过了I-REC(International REC Standard，I-RECs)和中国绿证(Green Electricity Certificate，GECs)两大体系的平价绿证累计交易量。
　　由以上案例看出了我国企业为实现碳中和做出的努力，但也不得不反思为什么国内绿证的交易率会这么低，我国企业在购买绿证以实现碳中和时为什么还是倾向于购买国际绿证呢？
　　（一）国内绿证价格高昂
　　目前，随着可再生能源发电逐步告别国家补贴，由国家可再生能源信息管理中心核发的中国绿证已经开始步入平价绿证时代，绿证价格相较于补贴绿证时期已有大幅度的下降，但相较于“国际绿证”来说，国内绿证价格依然处于一个高位。国内绿证价格现在普遍在50元/张，而APX和I-REC核发的“国际绿证”的价格则只需30元/张和2-3元/张，这就给有意向采购国内绿证的企业一个极大的成本考量因素，因此不得不转向购买“国际绿证”。
　　（二）在国际范围内的认可度和接受度不足
　　据了解，2020年，国内绿证已完成了在RE100范围内的互认工作。“RE100”即“100%可再生能源”(Renewable Energy 100%)的英文缩写，是由气候组织召集，与非营利性组织 CDP合作进行的一项倡议。但在实际操作中，海外市场认可国内绿证仍面临一定的“解释成本”。目前来看，绿证的许多购买者是世界500强企业，他们非常熟悉国际绿证的体系和套路。外资如果想要采购绿证，最安全的做法就是买总部认可的国际绿证，那就不需要多做解释。但是如果买了中国绿证，后面可能要做的解释工作就很多。总而言之，我国的绿证未来要走向国际化，提高国际企业认可度和接受度是至关重要的。
　　七、绿证交易的发展建议
　　（一） 完善绿证自愿认购交易规则
　　完善绿证自愿认购交易规则，首先要完善绿证交易的激励机制，在经济激励上，进一步明确购买绿证可获得的额外收益，出台对应的优惠政策，实现绿证购买主体除能从绿证购买中展现企业社会责任外，还能够取得具体的经济收益，如电价和电费上的利益；在制度激励上，健全企业社会责任报告披露制度，调动企业通过购买绿证体现企业社会责任的热情。在完善激励机制之外，要提高交易效率，绿证交易机构需建立起绿证资源认购交易的管理信息决策系统，将上网电量交易和电费结算的数据信息应用到证书交易中，促进交易达成。最后是出台绿证二级市场的交易规则，开通绿证交易二级市场，提高绿证流通性，从而提高政府机关、企业和个人对绿证交易的热情，释放绿证交易的潜力。
　　（二） 扩大绿证的核发范围
　　目前我国绿证的核发范围较小，仅包括列入可再生能源发电项目补贴清单以及平价上网和低价上网的陆上风电、集中式光伏发电企业，而我国纳入补贴清单的可再生能源发电项目的还包括海上风电、分布式光伏发电、光热发电、地热发电、生物质发电等项目，随着产业发展及技术进步，应进一步扩大绿证的核发范围，将所有非水可再生能源电力纳入，以适应我国可再生能源发电发展需要，进一步体现公平性。
　　（三） 发展绿证强制认购
　　目前我国绿证以自愿认购为原则，虽已出台《可再生能源电力配额及考核办法》，但由于配额制下的绿证交易仅规定了限期整改和列入不良信用记录、予以联合惩戒等较笼统的处罚后果，没有规定具体罚金，绿证交易的强制性较弱，企业与个人缺乏认购绿证的动力，绿证交易率较低。国际经验表明，配额制及绿证交易是促进可再生能源产业持续健康发展的重要手段，因此未来应进一步参考国际经验，发展自愿和强制并行的绿证交易市场，提升配额制与绿证交易结合的紧密程度，明确各地政府与市场主体的可再生能源消费责任，提高绿证交易积极性。
　　（四）提高国内绿证的国际竞争力
　　目前国内绿证由于缺乏有效认定，绿证的唯一性及有效性没有来自或权威机构的认证，同时由于国内绿证主要为补贴项目绿证，平均成交价格较高，导致国内绿证缺乏国际竞争力。因此未来发展中，国家有关部门应尽快授权建立第三方机构开展绿证认证工作，加强认证监督及国际互认机制的建设，提高国内绿证的国际认证力。同时还要发展国内非补贴项目绿证，推动国内平价绿证交易，从价格上提升国内绿证的竞争优势。
　　周 琪长三角绿色价值投资研究院科研助理
　　包 晨长三角绿色价值投资研究院科研助理
　　朱一木中央财经大学绿色金融国际研究院助理研究员，长三角绿色价值投资研究院助理研究员
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