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

绿电的碳排放量，要么被认定为零，要么不单独考虑碳排放量。若绿证的环境价值没有明晰，会导致市场参与者对其真实环境效益产生质疑，从而影响交易。环境属性的认定事关电-碳协同发展，事关绿证全覆盖、可再生能源电力消费和保障可再生能源电力消纳。

一、为什么需要绿证？

1、完善支持绿色发展政策的创新举措；

2、认定可再生能源电量环境价值的唯一证明；

3、认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证；

4、核算用户可再生能源电力消费量的基本凭证；

5、促进可再生能源电力消费、保障可再生能源电力消纳的有力抓手。

二、绿证的发展历程

♦2017年

我国试行绿证核发和自愿认购制度，国家对享受补贴的陆上风电和集中式光伏发电项目上网电量核发绿证，明确用户可通过购买绿证作为消费绿电的凭证。

♦2020年起

实施可再生能源电力消纳保障机制，明确各承担消纳责任的市场主体可通过购买绿证完成消纳责任权重。

♦2021年

启动电力交易机构开展绿电交易。

♦2022年

明确可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制，绿电消费政策体系更加完善。

♦2023年7月

中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，作为对前序政策的升级，标志着在能耗双控政策体系完善后，已经初步具备了转向碳排放双控的工作基础。可再生能源在能耗强度方面的限制有望解除，有利于进一步释放绿证绿电的市场潜力。

♦2023年8月

《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》发布，放宽了绿证核发的门槛，对全国风电（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、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现了绿证核发的全覆盖。

三、绿证的环境属性是什么？

日前，有业内专家在接受记者采访时表示，当前绿证的环境属性尚不明晰。绿电的碳排放量，要么被简单认定为零，要么不单独考虑碳排放量，绿证属性定位亟待进一步明确。

清华海峡研究院能源与环境中心特聘专家郑颖告诉记者，对于绿电和绿证来说，其环境属性究竟被认定为减排量还是零碳排，对于电-碳协同的意义重大。“这决定着未来绿电、绿证在碳市场将如何认定。与此同时，它也是电网排放因子计算的基础。然而，从相关文件的表述上来看，还未明确环境属性到底是什么。”

记者采访发现，有部分碳专家认为，根据此前国家发改委、财政部、能源局联合发布的政策来看，风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电和水电等均为低碳排放发电来源，若仅将运输环节的碳排放量计入，将绿证表述为碳减排量更为严谨。例如，近日湖北省生态环境厅公布《湖北省2022年度碳排放权配额分配方案》指出，绿色电力交易凭证对应减排量抵销实际碳排放。对于配额存在缺口的企业可进行绿电减排量抵销。

也有部分地区已明确将绿电认定为零碳排放。今年4月，北京市生态环境局公布的《关于做好2023年本市碳排放单位管理和碳排放权交易试点关注的通知》明确指出，重点碳排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为零；6月，上海市生态环境厅公布的《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》明确指出，外购绿电排放因子调整为0 tCO2/104kWh，这意味着认可企业外购绿电的碳排放量为零。

“若绿证的环境价值没有明晰，可能会导致市场参与者对于绿证的真实环境效益产生质疑，从而影响其市场流通和交易。这将对国家发改委等部门推动的绿证全覆盖、可再生能源电力消费和保障可再生能源电力消纳等工作目标带来困难。”南华大学碳中和与核能发展创新研究院院长张彩平表示。

“目前绿证的环境权益属性认定，主要由国家发改委、财政部、国家能源局发进行认定，但由于这三部门并不主管碳市场，因此接下来绿证的环境权益是否可以参与到碳市场中有待观察。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎表示。

此外，无论将绿证认定为零碳排放还是碳减排，都存在一定争议。

“若将绿证的环境属性认定为减排量，其实是忽略了绿电本身发电过程中的零排放属性，并且减排量并非实际减排，而是通过计算得到，所以用减排量来表征环境属性是有很大争议的。若将绿证的环境属性认定为碳减排量，其用途就跟CCER一致了，不仅可能会出现‘漂绿’风险，还会造成碳排放的重复计算问题。”郑颖说。

郑颖进一步表示，将绿证认定为零排放是相对合理的，也符合新能源的零排放属性，但也面临一些问题。

“正常来说，可再生能源电力不能既算作零排放，又算作碳减排。换句话说，如果绿证的环境价值是指零排放，由于海上风电、光热并网等项目已经纳入CCER范围，那么一度海上风电或者是一度光热并网的电，会出现两个环境属性，是减排量同时又是零排放，这个问题最终会反映到碳市场上，到时碳市场该如何认定是个难题，这也意味着这一度电被过度开发。”

四、国际经验

推行绿证的目的

在美国，绿证的出现最早可以追溯到1990年代。当时的美国联邦环境保护局为了执行一项要求联邦公共机构采购可再生能源电力的总统行政令，引入了绿证，并于2000年完成了第一笔自愿交易。与此同时，美国各州也纷纷开始推行可再生能源配额制（RPS），对绿电消费比例做出强制性规定。截至2023年6月，美国共有29个州、华盛顿特区和3个海外领地实施了RPS，其覆盖的售电主体占美国总电力零售商的58%；其中有12个州要求当地的售电企业在2050年前，必须实现所销售的电力完全来自于可再生能源。为了降低企业的履约成本，部分州允许企业以更灵活的方式，即购买非捆绑绿证（即单独购买REC），以实现其在RPS下的目标。因此，美国的绿证交易分为自愿和履约市场两种。

欧洲于2001年推出通用的绿证机制(Guarantees of Origins)，是欧盟可再生能源法令（Renewable Energy Directive）中的一项措施，主要目的是为向境内电力终端用户提供其使用可再生能源电力的证明，并不用于直接推动成员国实现绿电生产或者消费的目标。因此，在欧洲，绿证的签发及交易是和电力市场相分离的。

类似于国际自愿碳减排机制，在国家和地区性的绿证体系之外，还有一些国际组织发起的国际绿色电力证书，例如I-REC和APX-Tigr，成为跨国企业对外购电力产生的间接排放进行零碳声明的可靠工具。

签发、使用和追踪

无论欧美还是国际绿证体系，都有着完善的追踪系统，用于追踪和监督绿证的签发、交易和注销，以避免绿证所包含的绿色属性被重复申请、出售和使用。

美国各州之间、履约和自愿市场的管理形式各异，为了构建科学、透明和公平的全国性绿证市场，美国先后创建了十个地区性绿证追踪系统，全面覆盖了美国境内绿证的签发、交易和注销。在美国，签发的每张绿证上都列有编码，记载着发电主体的主要信息（例如发电的设施、技术、所有者、装机容量、交付使用的年份、绿电生产的时间等）。市场主体在所属的地区性追踪系统中都需要设立自己的账户，绿证可以在账户之间转移，注销之后仍然可以追踪。在一个地区注册的发电企业不被允许在其他地区注册，以避免重复计算。相关主管机构可以通过绿证的追踪机制来核实市场主体RPS的履约情况，或者用于提供企业绿电消费的证明。美国的绿证追踪系统只涵盖批发市场。零售电力市场中，售电公司一般经由向中间商采购绿证，而后再出售给终端用户。

欧盟要求成员国建立欧洲绿证注册登记处，并成立签发机构协会（AIB）负责统筹管理。AIB主要负责开发、建立及运行全欧洲统一的能源证书系统（EECS），以保证欧洲绿证能在所有成员国间交易。AIB的登记处是各注册登记系统之间转让证书的联络中心，通过各国的注册登记系统，可全境追踪每一个欧洲绿证的签发、交易和注销情况：发电企业可以向所在国的注册登记系统提出申请，绿证获得签发后，可以出售给电网、电力交易商，也可以直接出售给终端批发用户。交易成功后须进行相应的账户转移，而终端用电客户证明自身电力排放为零时，需要注销同等数目的绿证。此外，欧洲绿证的有效期为12个月，如果未在有效期内注销，则证书过期。和美国类似，每一个欧洲绿证都有唯一的标识号，必须包含发电设施的基本信息，包括发电设施的位置和类型，是否获得投资支持，是否获得政府补贴，证书的签发日期和国家，以及设施开始运行的日期。是否申请欧洲绿证是自愿的，且获得补贴的发电设施不能申请。此外，欧洲的零售电企业必须向客户披露电力来源和绿证的采购情况。

I-REC和APX-Tigr各自都拥有独立的系统，追踪绿证签发、转让和注销。证书中须包含的基本信息有电力的生产地点、生产设施和能源类型；此外，I-REC和APX-Tigr还授权了多家机构作为不同地区绿证的签发机构。为了避免绿色属性的重复计算，目前I-REC和APX-Tigr不接受来自北美和欧洲电网的可再生能源发电机组（风、光、水、可再生热力等），以及有补贴的项目的申请。尽管国际绿证没有设定有效期，但多数企业会按照“21个月原则”，即企业当年财务报告期的12个月，向前追溯6个月和后延3个月。也就是说，如果企业要为2023财年的外购电力排放购买绿证，签发时期应为2022年7月至2024年3月。

运行情况

根据美国能源信息署的数据，2021年美国发电量为4.40万亿千瓦时，水力发电、风能和太阳能等发电量占比约为20%；绿电交易方面，2021年的交易量接近9000亿千瓦时，履约市场的成交量约为自愿市场的2.5倍；绿证交易的年成交额约为 114.5 亿美元，其中履约市场占 95%，履约绿证的均价约为 30美元/兆瓦时，自愿绿证均价约为3美元。而来自美国劳伦斯伯克利国家实验室的研究结果表明，2000～2022年，美国新增非水电可再生能源发电量中有44%以上是由RPS政策直接带来的，特别是在可再生能源发展的早期，RPS政策的影响幅度高达70%。

2021年，欧洲的发电量为4.03万亿千瓦时，其中1.54万亿千瓦时来自可再生能源，占比38.3%。同年度，欧洲共签发了8700亿千瓦时绿证，其中76%来自水电、风电和光伏。由于欧洲各国对于绿证适用性的政策存在差异，所以导致不同成员国的绿证价格存在较大的差异。例如，在荷兰，当规定企业仅能购买本国绿证之后，荷兰的绿证价格大幅提升。此外，可再生能源的类型也显著影响了绿证的价格，来自水电的绿证价格明显低于风电和太阳能绿电。即使在同一个国家，欧洲绿证的价格也存在着较大的波动，例如，由于可再生能源发电量的不断增加，在德国，来自风电的绿证价格从2010年的 5欧元/兆瓦时左右下降到2020年的1欧元/兆瓦时左右。然而，由于欧洲夏季干旱后水电短缺，2021年意大利绿证的价格一直在上涨，从一年前的平均不到1欧元/兆瓦时涨至10欧元/兆瓦时。

国际绿证方面，2021年，I-REC分别签发和注销了70亿千瓦时和48亿千瓦时的绿证。来自水电的I-REC价格约为2～3元人民币/兆瓦时，风电、光伏约为5～6元人民币/兆瓦时。而APX-Tigr体系下从2015～2023年共签发了约10亿千瓦时的绿证，风电、光伏价格约在25～30元人民币/兆瓦时。

五、国际经验对中国绿证国际化的启示

确保环境完整性，防止重复计算一直是绿证体系中最重要的设计环节，绿证重复计算通常有两种类型：一是环境效益的重复，二是绿证确权的重复。

和工业化国家不同，发展中国家的可再生能源发电产生的环境效益可在多个机制下被开发，比如国际、国内和地方性的自愿减排项目，以及绿证绿电，从而导致环境属性存在被重复计算的可能性，这也是RE100对使用中国绿证附加诸多条件的一个主要理由。有关部门应该进一步梳理现有国内外可能存在重复的开发机制，明晰各自边界，厘清相互关系，有效避免中国可再生能源发电环境属性的重复计算。此外，当绿证产生的环境属性被用于某一家特定市场主体时，所在的电网也须将其排除在外，才能保证绿证环境属性的唯一性。因此，随着绿证越来越多的应用，电网排放因子的计算方法和加权平均值均须相应进行调整。

确权重复主要有以下两种情况：一是重复出售，即同一张绿证被同时出售给两个不同用户；二是重复使用，即一张绿证被同时满足两种用途，例如出售绿证的同时，又将绿证用于获取减排声明。现阶段，中国绿证仅可交易一次，一次交易完成即视为已经确认拥有和使用环境价值，因此在现有的国内应用场景中，即便没有注销和失效机制，也能正常运行。但是为了提高国际认可度，同时也为了创造和国内外其他相关市场衔接的条件，以及为未来国内绿证二级交易市场奠定基础，中国应尽早和国际经验对标，建立起覆盖绿证全生命周期（签发、交易和注销）的追踪系统和机制，规范绿证的使用年限，并将注销作为绿证确权最重要的一步。

值得注意的是，“1044号文”对于推动绿证国际互认的基础，是建立在不影响国家自主贡献目标实现的前提下。《巴黎协定》第6.2条款提供了缔约方“双边合作”的途径，用于共同完成国家自主贡献目标，即缔约方之间可以定量“转让”减缓成果，转让指标被称为ITMOs（Internationally Transferred Mitigation Outcomes）。ITMOs可以是温室气体减排或者清除量，计量单位为吨二氧化碳当量；也可以是在国家自主贡献目标中其他的定量减缓成果，且具有双边可比性的非温室气体指标，例如可再生能源发电。因此，6.2条款也为中国绿证走出国门提供了一个潜在的应用场景。不过就目前而言，6.2条款机制的运作仍在前期讨论中，例如如何申请和批准，不同时间尺度（单年/多年）的减缓目标如何换算、报告、追踪和记录等。

最后，为了提升中国绿证的国际认可度，建议有关主管部门与相关的国际机构，例如联合国应对气候变化框架公约秘书处、国际气候组织、碳信息披露项目等展开对话和沟通，推动各类自愿倡议和机制，对中国绿证体系进行公正、客观的评估，提高中国国家和企业的绿色竞争力，为推动实现本世纪中叶碳中和目标贡献一份独特的力量。

文章来源： 中国能源报，电联新媒，3060碳达峰碳中和新绿证全面解读