2020年9月我國提出“30·60雙碳”目標，其后國內諸多能源企業(yè)紛紛提出落實雙碳戰(zhàn)略的路徑和措施，加之國際上對產品用能綠色屬性和碳足跡日益重視的態(tài)勢，2021年用能企業(yè)對可再生能源綠色電力(以下簡稱“綠電”)和綠色電力證書(以下簡稱“綠證”)的需求激增，同時越來越多的平價無補貼風光項目陸續(xù)并網發(fā)電，今后平價綠電項目數量、裝機和電量都將快速增長。政策層面亟需理順完善綠證機制，強化綠證的環(huán)境屬性，發(fā)揮綠證在促進綠電消費、推動可再生能源健康發(fā)展、落實“雙碳”目標方面的作用。
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我國已出臺實施多項綠證相關政策
我國綠證及交易機制始于2017年，在全國范圍內試行綠證核發(fā)和自愿認購，建立了綠證核發(fā)和認購平臺，并于當年7月1日正式啟動認購交易。2019年以來國家能源主管部門及財政部發(fā)布了多項政策文件，提出了綠證機制配合實施可再生能源電力消納保障機制、實行配額制下的綠證交易等。此外，為緩解可再生能源發(fā)電項目補貼拖欠問題、與碳市場銜接等相關政策或政策征求意見稿，也都有綠證相關條款并提到綠證的作用。在2021年4月頒布的電力現貨市場有關文件中，又明確要盡快研究建立綠電交易市場，推動綠電交易。
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宏觀環(huán)境和可再生能源發(fā)展形勢促使綠證機制轉變
從“雙碳”戰(zhàn)略目標等宏觀環(huán)境以及可再生能源發(fā)展情況看，原有綠證機制已不適應新形勢要求，亟需對綠證機制進行根本的調整和轉變。
一是需要轉變綠證機制定位。“十三五”期間我國綠證的定位為替代國家可再生能源電價補貼，即相應發(fā)電量如果出售綠證獲得收益，就不能再獲得可再生能源發(fā)展基金的電價補貼，這樣的定位導致綠證價格高昂，如風電綠證價格折合0.2元/千瓦時左右，光伏綠證價格折合0.6元/千瓦時左右，高昂的價格又導致自愿綠證認購市場交易進展緩慢，綠證核發(fā)和認購平臺啟用以來的4年間，全國被認購綠證總計7.6萬個，涉及電量為2020年全國風光發(fā)電量的萬分之一，全國全社會用電量的十萬分之一。進入“十四五”，風光等主要可再生能源實現全面無補貼平價上網，新增項目已不存在綠證替代補貼的需求，而電力消費端對綠證的需求迅速增加，因此，亟需將綠證的定位從替代電價補貼轉向促進綠電消費。
二是需要堅持綠證是體現可再生能源環(huán)境屬性的本質。綠證應該是可再生能源電力的外部性或環(huán)境效益的量化體現，但在我國已出臺的綠證相關政策中，疊加了多重無關和冗余的功能，如將綠證收益作為拖欠補貼的利息補償，一些討論過的方案將綠證收益作為可再生能源因參與電力市場而增加收益波動風險的補償，這些都偏離了綠證的主旨，也增加了今后與其他機制(如碳市場)、與其他國家和地區(qū)綠證接軌和互認的復雜性和難度。
三是綠證的本質決定了其收益歸屬。綠證的本質決定了其收益歸屬應該是生產綠電的企業(yè)，并通過綠證交易，實現消費綠電或綠證所有權的轉移，相應地，購買方需向出售方支付費用，無論中間有一級交易，還是經過了多級交易，最終收益的歸屬方為可再生能源發(fā)電企業(yè)。從歐美實施情況看，無論是強制配額和綠證市場，還是綠證自愿市場，還是綠電的直接認購，收益歸屬均為電源企業(yè)。強制市場中，承擔強制份額的主體(如售電公司)為費用支付方，并可通過市場銷售最終由電力用戶承擔費用;自愿市場中，購買方(如用戶)直接支付費用。
四是亟需擴大綠證的適用和核發(fā)范圍。2017年我國自愿綠證試行，僅將陸上風電、光伏發(fā)電企業(yè)(不含分布式)所生產的可再生能源發(fā)電量納入核發(fā)綠證范圍，今年5月以來，不少風光平價示范項目的綠證在認購平臺上線，但仍限于風光電站，大量分布式可再生能源項目、海上風電、光熱發(fā)電、生物質發(fā)電、水電項目均未納入核發(fā)綠證范圍。建議盡快擴大綠證適用和核發(fā)的技術類型，先期將所有非水可再生能源電力納入，以適應當前形勢需要和體現公平性。
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建議從核發(fā)、交易、認證三方面建立和完善綠證機制
一是實施全國統(tǒng)一的綠證核發(fā)制度。強化明確綠證是可再生能源發(fā)電量的確認和屬性證明，明確國家認定機構核發(fā)的綠證是認定消費綠色電力的唯一憑證，保障綠電的唯一性。綠證將全面記錄綠電生產、交易、消費、結算等各個環(huán)節(jié)信息，實現信息唯一、可溯源。
二是完善綠證交易機制。建議國家有關部門允許綠證認購平臺及其他有資質的第三方交易機構開展綠證交易。發(fā)電企業(yè)和電力用戶之間可以進行綠電綠證一體化交易和綠證單獨交易。如果明確綠證作為購買綠電的唯一憑證，則即使某一電力用戶與可再生能源發(fā)電企業(yè)簽訂了購電協議但此協議中未明確包括綠證，則也不能認為此用戶購買和消費了綠電。此外，建議研究和適時開放二級市場，允許綠證的二次轉讓。
三是建立綠證認證制度。由于缺乏有效的第三方認證，目前國內綠證的唯一性、有效性沒有官方的或權威的證明渠道。國際上近期成立了一些從事綠證核發(fā)和交易的民間機構，這些民間機構對我國相關企業(yè)核發(fā)綠證、組織交易并從中獲利，影響了綠證市場，增加了今后國內產品出口的綠色認證、綠證國際互認等的復雜性。建議國家有關部門盡快授權一家或數家第三方機構(非交易平臺所屬機構)開展綠證和綠電消費認證，加強認證監(jiān)管和國際互認機制建設。
四是完善綠證機制需要預先充分考慮好與其他機制的銜接。與可再生能源電力消納保障機制銜接方面，根據現有政策，“超額可再生能源消納量”和綠證都可作為完成消納責任權重補充方式，超額消納量及這部分量對應的綠證可能就存在重復計算，需要協調機制，避免重復計算嫌疑帶來對綠證純度的質疑。與碳市場銜接方面，全國碳排放權交易于2021年7月16日開盤，碳市場建設也是一個復雜的系統(tǒng)工程，需要一定時間的完善期，建議初期綠證和碳市場并行存在、獨立發(fā)展完善，條件具備后有效銜接兩個機制，但建議先期盡快明確綠證與國家核證自愿減排量(CCER)之間的關系，明確同一電量僅能從CCER和綠證中的一個渠道獲得收益，但二者之間可以互認在綠電消費和碳減排中的作用。
(作者系國家發(fā)改委能源研究所研究員)
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