中国正在逐步完善绿色交易机制的顶层设计。

8月3日，国家发展改革委、财政部、国家能源局公布了《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》（下称《通知》），大幅扩大了绿证的核发范围，明确了绿证是可再生能源电量环境属性的唯一证明，并对绿证的管理、使用范围、交易、应用等环节做了规定。

扩大核发范围到全覆盖是这份文件最大的亮点。此前，自愿绿证和电力交易中心开展的绿证交易中，只对集中式的陆上风电和光伏核发绿证，绿证扩容业内早已有呼吁。

可再生能源绿色电力证书，即通常所说的“绿证”，一个绿证对应着1000度可再生能源电量。对于供给端，绿证是对可再生能源发电项目颁发的绿色电力的电子证书，可以证明可再生能源电量的环境属性。对于消费端，绿证则是认定绿色电力消费的凭证。

绿证可以为可再生能源项目带来额外收益。尤其是补贴退坡，电力市场化改革推进的背景下，靠天吃饭的可再生能源在电能量交易为主的电力市场中处于劣势，需要市场化的绿色机制为其环境属性定价。

《通知》提出，要拓展绿证核发范围：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，实现绿证核发全覆盖。

这些扩大核发的电量里，分布式光伏、常规水电已经体量巨大，将极大拓宽中国绿证的供应。

除了核发范围扩大之外，政策其他要点也引起了广泛关注，并且引发了多种绿色机制如何衔接、协调的讨论。

此前文件已经明确绿证是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，本次《通知》在此基础上首次明确了绿证是中国可再生能源电量环境属性的唯一证明。这一定性，进一步明确了绿证在绿色政策机制中的核心地位，接下来绿证与其他绿色机制如CCER（中国核证自愿减排量）、碳配额如何衔接，是亟待解决的问题。

应用方面，政策提出中国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证。在国内绿证机制完善之前，大量的中国可再生能源项目在国际机构申请核发国际绿证，出售给需要购买减排量的企业。如今政策提出国内可再生能源电量只能申请国内绿证，有可能对国际绿证市场带来巨大影响。

在国际贸易中，越来越多的国家尤其是欧洲开始对产品设置绿色贸易壁垒。也因此，绿证机制对于出口型企业尤为重要。当前，中国的绿电、绿证还面临复杂的国际互认问题，不可否认这方面的机制也还有待完善。但目前，通过结合自身国情逐步建立起科学、客观的绿证机制，是未来推动国际互认的重要基础。

01.中国绿证机制演进

中国的绿证机制始于2017年的三部委下发的《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》，开启了自愿认购绿证，对陆上风电、集中式光伏可核发绿证。彼时，自愿绿证的用途是替代补贴，价格也较高。

完善绿电、绿证交易机制，对于促进可再生能源发展，推进碳中和具有重要意义。2021年9月以来，中国先后出台多份文件，启动了绿电、绿证交易，明确绿证为可再生能源消费凭证，正在逐步重构绿色能源的政策体系，其导向是以市场的手段为可再生能源的绿色环境属性定价。

2021年9月，国家发改委、国家能源局复函国家电网、南方电网，推动开展绿色电力交易试点工作，中国的绿电交易开启。彼时，绿电交易采取“证电合一”， 国家可再生能源信息管理中心根据交易需要核发绿证，划转至电力交易中心，交易中心根据绿电交易结果将绿证分配至电力用户。

2022年11月，国家发改委、国家统计局、国家能源局三部委发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制工作的通知》，明确了绿证是可再生能源消费凭证，省和企业以持有的绿证数量作为核算基准。文件还明确，“十四五”期间每年新增的可再生能源消费量在能源消费总量考核时予以扣除。绿证作为政策设计的核心地位开始显现，但绿证体系和“能耗”双控考核如何衔接还未明确。

据了解，2022年9月，国家发改委、国家能源局发布《推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》和《有序推进绿色电力交易有关事项的通知》，推动电力交易机构开展绿证交易，扩大绿电交易范围。其中绿证交易文件，开启了绿证的独立交易， “证电合一”和“证电分离”的交易事实上并存，由北京和广州两大电力交易中心组织。实际市场中，绿电交易的规模仍远大于绿证交易规模。

2023年7月11日，中央全面深化改革委员会审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，提出要立足中国生态文明建设已进入以降碳为重点战略方向的关键时期，完善能源消耗总量和强度调控，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。

中国碳中和五十人论坛特邀研究员，清华四川能源互联网研究院特邀研究员郑颖表示，本次绿证新政的发布主要是为了完善能耗“双控”新规执行。

郑颖表示，本次通知发出后，“明确绿证适用范围，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”，完成了对能耗“双控”新政策落地的匹配，未来将更好的发挥作用，实现能耗“双控”促进可再生能源发展的目标，为能耗“双控”向碳排放“双控”转变打好基础。

02.CCER面临挑战

根据《通知》，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，由国家能源局负责相关管理工作。

绿证是绿电环境属性的唯一证明，以及其核发范围扩大到包含分布式光伏、海上风电，迅速引起了业界对于其如何与CCER（中国核证自愿减排量）机制衔接的讨论。

CCER包括可再生能源、林业碳汇、甲烷减排、节能增效等项目所减少的碳排放，纳入碳市场的控排企业可使用CCER履约最高5%的碳配额。中国在2017年3月暂停了CCER项目的申请，生态环境部在2023年6月底的新闻发布上表示，力争今年年内尽早重启CCER，已会同有关部门起草了《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，将明确CCER的审定、交易等制度。

绿色激励机制的一大原则是要保证同一项目环境属性的唯一性，不能出现重复认定和计算。换言之，一个可再生能源项目，不能既在绿证市场卖绿证，又在自愿减排市场卖CCER。

2023年7月，生态环境部发布了《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（征求意见稿），其中明确减排项目包括可再生能源。业内认为，分布式光伏和海上风电有望纳入。

碳中和服务机构中创碳投在《通知》下发后的解读文章中表示，率先出台的绿证新政明确“绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明”，并且完整覆盖了可再生能源发电项目的类型。这意味着CCER机制在重启过程中必须要避免或解决这一冲突。

换言之，一部分可再生能源项目既可以申请核发绿证，又可以申请核发CCER，如何做到不重复计算和处理好衔接问题，是下一步政策机制需要解决的问题。

郑颖表示，绿证成为可再生能源电力环境价值的唯一证明，将为CCER项目的发展增添不确定：CCER也是环境价值的体现，此条规则意味着除了完全自发自用的可再生能源电量，其余可再生能源项目均无法参与CCER项目，这将对CCER未来的市场力和活跃度都造成一定的影响。

也有观点认为，此前一度预计CCER和绿证在方法学上会有所隔离，彼此独立，但如今有可能覆盖领域的出现重复。倘若两种机制并行，也可能出现不同绿色市场之间的竞争，可再生能源项目可根据不同市场的价格选择在哪个市场申请核发。

据了解，由于CCER存量项目较少，目前价格更高，发电企业也在观望，希望CCER重启后，能在CCER在市场上获得更高收益。

此次《通知》提出，研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调，更好发挥制度合力。

对于与碳市场的衔接，路孚特首席电力与碳分析师秦炎示，绿证机制和碳市场的衔接问题，还需要更详细的规则出台。比如绿证能否用于碳市场的排放抵消，尤其是全国碳市场。

郑颖也表示，对常规水电核发绿证，为西南地区电解铝、动力电池行业降碳提供新的方式。考虑到电解铝下一步可能被纳入全国碳市场，尽早实现绿证的环境价值在全国碳市场兑现，将进一步提升绿证的流通性和活跃度。

可以确定的是，未来不同绿色市场机制之间的协调、衔接，仍将是下一步政策需要解决的问题。而绿证管理和碳市场、CCER管理当前分属国家能源局和生态环境部，也需要主管部门之间做好沟通协调。

03.国际绿证市场遭受冲击

此次《通知》另一个引发关注的规定是，中国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证，这将对国际绿证市场带来重大影响，但客观上也会推动中国绿证的互认工作。

当前，有绿电、绿证购买需求的企业主要分三类：一是自身主动设立了碳中和目标，或加入了如国际绿电消费倡议（RE100）、科学碳目标倡议（SBTi）等第三方倡议，自己主动采取措施扩大绿色消费；二是前一类企业的供应链企业，在龙头企业促进范围三减排的推动下扩大绿色能源消费；三是涉及出口的企业，面临出口国的绿色贸易壁垒通过购买绿证、绿电来规避。

在国内绿证机制完善之前，国际上存在如国际可再生能源证书（I- REC）、国际可再生能源交易工具（APX-Tigrs）等不同第三方国际机构核发的国际绿证。而中国的可再生能源项目是这类第三方国际绿证的重要供应方。

根据I-REC发布的数据，2022年，中国可再生能源项目申请签发的I-REC国际绿证占其总签发量的44%，是第一大来源国。中国在2022年9月开启了绿证交易，部分国内项目转为申请核发国内绿证，2023年1-7月，这一占比降为19%，中国仍为第二大来源国。

I-REC核发的可再生能源项目包括风电、光伏、生物质和水电，并且此前带补贴的项目也可以申请，但从今年起不再对补贴项目核发绿证。相对充足的供应下，I- REC绿证价格一直比较便宜，其水电绿证2-3元/张，风电、光伏绿证5-7元/张。与之相比，国内平价绿证为30-50元/张，2022年9月电力交易中心开启的绿证交易中，价格在30-40元/张。

郑颖表示，在通知发出之前，中国绿证对可再生能源项目的环境权益等属性的唯一性无法得到确认，导致绿证在SBTi（科学碳目标）、RE100等国际规则里的接受度比较低，因此中国企业如果要满足或者完成可再生能源目标，大多考虑采购I-REC等国际绿证。

此次中国绿证新政明确国内的可再生能源电量原则上只能申请核发国内绿证，这意味着去年I-REC国际绿证超过4成的供应未来将消失。郑颖表示，此条规则实质性明确了中国可再生能源电量未来申领绿证的唯一性，这将对I-REC、APX Tigr等国际绿证在中国的发行带来强烈冲击。

这一规定是否会一刀切立刻执行，业内还在观望。有相关市场人士认为，现阶段或许不是强制措施，国际绿证的市场和存量已经不小，但政策导向是明显的，未来要逐步过渡到国内绿证，这会有一个过程。也有交易专家表示，现阶段还无法硬性约束企业，但绿证未来全覆盖，确实会动摇I-REC的根本，未来可能会慢慢退出，这需要时间。

值得一提的是，国家发改委、国家能源局在同日发表的答记者问中表示，国内绿证已纳入RE100的认可范围，在国际社会和跨国企业间的影响力不断扩大。
  
倘若未来可再生能源电量更多转向在国内申请核发绿证，再加上此次大幅扩大了绿证的核发范围，这会使得国内绿证供应增加，国际绿证供应减少，供需变化也会促使不同市场价格趋同。更进一步，不同市场之间，原则上交易的都是唯一的环境属性权益，其价格也应呈现趋同的趋势。

04.国际互认提上日程

在国内，绿证机制与“能耗”双控新规密切相关。而在国际市场，多个绿色消费倡议均为国际组织，绿电、绿证当前的买方有大量跨国企业，并且国际贸易面临绿色壁垒。

另一方面，中国有着全球最大的可再生能源装机和最高的增速，也就意味着中国有着充足的绿证供应能力。

多方因素下，绿证的国际认可显得尤为重要。在现阶段，中国的绿电、绿证交易还无法直接获得欧洲认可。

而要求国内可再生能源电量只能申请核发国内绿证，并且明确其环境属性的唯一性，客观上会为中国绿证的国际认可提供基础。

路孚特首席电力与碳分析师秦炎表示，中国的绿证新政策，明确了绿证体现可再生电力环境属性的地位，为获得国际认可尤其是应对欧盟碳关税奠定了良好的基础。当然，还需要进一步明确和细化，比如绿证的额外性，也就是能否真正推动碳减排。

所谓额外性，指的是如果没有这一机制，相应的减排项目就不会实施，绿证的签发确实推动了项目实施，才具有额外性。如果即便没有绿证，项目也会开发，就会认为缺乏额外性。

秦炎还认为，欧洲基于边际成本的电力现货市场和碳市场，相互作用，体现了绿电的环境属性，所以在欧洲，碳市场的地位更高，绿证的作用很有限。中国的电力市场还在发展阶段，国情不同，中国绿证绿电政策比碳市场会起更大作用。

发改委、能源局在答记者问中表示，加强绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，提高绿证的国际认可度和影响力。

有交易专家此前曾表示，绿证本身的流转、跟踪、交易机制等各个环节还有待进一步完善。与绿证相关的流转、跟踪、核查体系如何完善，还需要可操作的执行细则。

简单来看，限制国内可再生能源电量仅能申请国内绿证，明确其权威性、唯一性和通用性的特征，为未来绿证的国际互认打下了基础。但在额外性、绿证的核发、计量、交易、流转、跟踪等各个环节上，还需要后续政策细则的明确，并离不开政府间的沟通。当前出台的政策，是中国绿色交易机制不断完善的一环，但还远未到终点。

原标题 ：绿证实现全覆盖，多种绿色机制亟待衔接