新绿证时代：绿是绿 电是电

【在新形势下，由于发电时段特性，光伏在电力现货市场已经不可能既要(量)又要(价)，光伏的未来收益，必有一部分来自另一个市场——环境市场。】

——概念源自《光伏高发，全国午间谷电蔓延》

(来源：享能汇)

8月才开始，重磅顶层文件又出。

3日，三部委(国家发展改革委、财政部、国家能源局)联合印发《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》”，与2017年开始试行的绿证核发和自愿认购制度，相隔6年。

(文末附政策原文及国家能源局答记者问原文)

本次文件看点有四：

看点一：明确绿证正统身份，体现顶层统一市场的决心

看点二：扩大卖方市场规模后，企业能源资产管理学问深

看点三：两类买方

看点四：构建新型电力系统的，必需佐以另一个绿色市场

一、明确绿证正统身份，体现顶层统一市场的决心

三部委文件发布后，能源局在答记者问中解释了三性。

绿证的权威性(国家能源局负责绿证相关管理工作)、唯一性(绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明)和通用性(明确绿证支撑绿色电力交易、认定绿色电力消费、核算可再生能源电力消费量等基础性作用，同时推动绿证与国内碳市场、国际绿色消费和碳减排体系做好衔接)，体现了顶层欲扩大绿证交易范围，统一全国绿证交易市场行为的决心。

核发具备2个要素：统一、科学。一张证对应1000千瓦时发电，避免重复计算;而分布式发电存在项目自发自用电，电网的数据需和项目业主数据交叉核对，体现科学性。

明确的框架和严格的核发，意味着全国范围内更大规模化的交易要开始了。

就像本轮电力市场的启动阶段，明确以省为供需边界，明确省级发改委、能源局的政策制定权威性、明确省级交易中心为交易场所、明确以产生实际发电量的燃煤电厂为卖方、明确达到行业和用电量门槛的用户为买方、明确引入售电公司为代理买方一样、明确批发侧和零售侧均采用价差交易模式、明确交易品种以年度双边长协为主，月度集中交易和挂牌交易为补充，无规矩不成方圆。而随着市场主体对交易的熟悉，以及规则的逐步完善，电力市场规模扩大、省间交易频次加大、卖方主体和买方主体增加、交易品种变得丰富(现货试点开启，中长期变月度，增加转让类品种等)、结算模式也正式迈入顺价结算阶段，至今已跨过了8个年头。

二、扩大卖方市场规模后，企业能源资产管理学问深

2017年的绿证核发对象为陆上“陆上风电、集中式光伏发电企业所生产的可再生能源发电量”，根据本次通知标题即可知道，卖方市场将形成全覆盖(见下图)。

图片：来自国家能源局

也是说，所有可再生能源品种，凡是最终用途是发电的，都核发绿证，包括今年新投产的市场化水电项目也发绿证。

能源局在答记者文中提到：“考虑到现阶段可再生能源非电利用准确计量尚不具备条件，目前绿证核发全覆盖仅针对可再生能源发电项目，待相关条件成熟后，适时将可再生能源非电利用纳入绿证体系。”

“绿”的概念肯定是大于电的，但电的计量采集具备最成熟的条件(电表)和标准(千瓦时)，因此“绿证”市场，先以电开始。

本次新增绿证核发对象中最大的亮点，就属分布式光伏了。

分布式光伏分为户用光伏和工商业分布式光伏两大类。其中，户用光伏项目为业主自建的户用自然人分布式光伏项目;工商业分布式光伏发电项目为就地开发、就近利用且单点并网装机容量小于6兆瓦的户用光伏以外的各类分布式光伏发电项目。

看国家能源局7月底发布的最新光伏并网容量数据(以下数据皆不包括西藏)——截止至6月底，全国共10个省(市)的分布式光伏并网容量超过了总容量的一半，工商业较发达的华东地区全员皆超过50%。。

根据光伏并网总量排名看，

山东以接近5千万千瓦的总量排名第一最为突出(见下图)，其分布式光伏并网总容量3571.6万千瓦，其中，户用光伏2322.1万千瓦，占比最大。

这与山东的2021年的“整县推进分布式光伏”政策刺激有关，目前的数据已经超过了原定的“十四五”末计划(到“十四五”末，全省整县(市、区)分布式光伏规模化开发容量达到2000万千瓦以上)。

享能汇制图：截至6月底全国各地光伏并网数据

从市场组织的角度看，工商业分布式的项目业主多为企业，或者产业园区，要么本身就是电力市场的用户，要么已经具备能源资产运营的基本资质(比如，已经注册虚拟电厂运营商等方式)，参与绿证市场的主动性更高。

工作室认为，绿证市场初期，工商业分布式项目，参与度高于户用项目。

如果统计工商业光伏并网容量排名的话，

前五分别是浙江、江苏、山东、广东、安徽(见下图)。外向型企业占比较高的都在这些地方。

享能汇制图：截至6月底全国各地工商业光伏项目并网容量(说明：工商业容量=分布式-户用)

这些工商业企业，作为未来绿证市场的卖方，不少本身就是市场的买方(有减排需求)，向集中式电站业主购买绿证。(见下图：项目卖方均为几十兆瓦以上的集中式项目)。

图：来自绿证认购平台

那么未来，这些企业，既是卖方，也是买方，它们生产多少绿证，自留多少绿证，卖出多少绿证(绿证可交易一次)，这将增加绿证市场的流通性。

电力市场和绿证市场联合运营，以及未来和碳交易市场打通的话，企业如何管理这些资产，学问很深。

总体看，在明确绿证正统身份的基础上，扩大卖方市场规模，将为缓解外向型企业“买绿”难问题发挥作用。

三、两类买方

卖方市场扩大了，卖方市场难买的局面将得到缓解，同时也带来新的思考，绿证会不会过剩?如何多卖，让谁多买?

2020年起我国开始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。

以山东为例，2021年年度电力长协市场，可再生能源消纳指标，则通过售电公司，直接分配给电力市场用户——用户的电量则由市场电、跨省电和可再生能源电三部分组成，其中的可再生能源电量占比每月不同，约为市场总量的14%，等同于当年山东的非水可再生能源消纳指标。

根据享能汇工作室对省内外资用户的回访，用户曾表示：

“当时市场对这部分绿色溢价的共识是2分以内，虽然对我们的成本影响有点大，但我们可以在山东的交易系统里查到可再生能源的源头，可以知道具体和哪个风电场签了约，这都能计入到我们(企业)对可再生能源的消纳里去，并且符合GHG(温室气体)的计算规则，也算是额外消纳了绿电，不像在别的有些省，查不到源头，则没法统计。”

山东这个做法可以算是较早的省内“证电合一”;近两年，西北不少集中式新能源电站不断下调保障性电量，向江浙等外向型企业用户出售双边绿电合同送电，则视为省间交易的“证电合一”。

而此次通知，国家层面明确了绿证的唯一性，意味着，绿电经过严格的核证之后，形成了证电分离，绿色属性那部分统一进入绿证市场，可双边交易，可挂牌交易，可集中交易，这解决了用户的两重困扰，一、如何判断，买来的绿是不是有资质的绿?二、因电网通道拥挤很难买到绿电。

从国家能源局最新发布的可再生能源消纳权重来看，到2024年，大多数省份的消纳权重较2023年又将上涨1.7%，层层落实到省内用户身上，可以算是行政层面上的绿证消纳。

(注：云南2022年未完成指标补到了2024年，新疆未公布2024年消纳责任权重。)

享能汇制表：全国可再生能源消纳责任权重

另外，能源局就“如何扩大绿色电力消费需求”答记者问如下：

“一是鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿电，发挥示范带动作用。二是推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥先行带头作用，稳步提升绿电消费比例。三是强化高耗能企业绿电消费责任，按要求提升绿电消费水平。四是支持重点企业、园区、城市等高比例消费绿色电力。同时，我们也将督促各地将可再生能源电力消纳责任权重分解落实到用能单位，推动以绿证核算用户使用可再生能源电力消费量，逐步建立“权重+绿证”约束机制，更好激发绿电消费市场活力。”

初期，不论是政策型买方，还是自助型买方，都已经有了明确的方向。

四、构建新型电力系统，必需佐以另一个绿色市场

今年上半年，风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%，是很惊人的数字。

从电价上看，

光伏进入现货市场后的收益下降。这点我们在《光伏高发，全国午间谷电蔓延》一文分析过三重原因：：

1.光伏出力高的午间时段，现货电价低;

2.参与现货市场后，遵循“谁受益谁付出”的原则，需分摊机组启停、调频费用等电网成本;

3. 由于预测偏差，新能源在低发时，往往需要在现货市场买入高价电，来履行中长期合同。

从电量上看，

809号文发布之后，用户侧已经逐步入市，电网代购电范围越来越小，原先按政府定价结算的用电，最终将只剩下居民和农业用电，相应的，在发电侧，新能源的电量也需要进市场才能得到保障。

也就是说，光伏(甚至分布式光伏)进入市场是必然的，电力市场保障的是光伏发电的量，却不能保障光伏发电的价。甚至，仅从辅助服务费用的角度看，风光这部分的收入是负的。

而现货市场的价格出清机制，以“全社会福利最大化”为基准，不宜过度考虑风光的环境价值。光靠电力市场不可能既要又要，因此，风光除了配储能这个选项外，还需要开辟另一个市场来实现电量以外的收益，比如绿证市场，比如CCER市场。

对于以“新能源为主体”的新型电力系统来说，开展和运作规范化、规模化、可与国际接轨的绿证市场，是平衡风光电收益下降的手段。

绿是绿，电是电，指的就是风光在电力市场收益低于火电，在环境市场获得高收益，火电在电力市场收益高于风光，而在环境市场付出费用，两者不混为一谈。

因此，绿证未来价格走势，绝对是看点。

引用光伏高发，全国午间谷电蔓延一文的话：

“用户在午间享受每一度谷电的时候，需要另外付出一笔绿色费用。”

政策原文：

国家发展改革委 财政部 国家能源局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

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、财政厅(局)、能源局，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司，有关中央企业，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院：

为贯彻落实党的二十大精神，完善支持绿色发展政策，积极稳妥推进碳达峰碳中和，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，保障可再生能源电力消纳，服务能源安全保供和绿色低碳转型，现就有关事项通知如下。

一、总体要求

深入贯彻党的二十大精神和习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实党中央、国务院决策部署，进一步健全完善可再生能源绿色电力证书(以下简称绿证)制度，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，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、促进可再生能源开发利用、引导全社会绿色消费等方面的作用，为保障能源安全可靠供应、实现碳达峰碳中和目标、推动经济社会绿色低碳转型和高质量发展提供有力支撑。

二、明确绿证的适用范围

(一)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。

(二)国家对符合条件的可再生能源电量核发绿证，1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量。

(三)绿证作为可再生能源电力消费凭证，用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等，其中：可交易绿证除用作可再生能源电力消费凭证外，还可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。国家发展改革委、国家能源局负责确定核发可交易绿证的范围，并根据可再生能源电力生产消费情况动态调整。

三、规范绿证核发

(四)国家能源局负责绿证相关管理工作。绿证核发原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，与发电企业或项目业主提供数据相核对。绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证。

(五)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，实现绿证核发全覆盖。其中：

对集中式风电(含海上风电)、集中式太阳能发电(含光热发电)项目的上网电量，核发可交易绿证。

对分散式风电、分布式光伏发电项目的上网电量，核发可交易绿证。

对生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目的上网电量，核发可交易绿证。

对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转。对2023年1月1日(含)以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。

四、完善绿证交易

(六)绿证依托中国绿色电力证书交易平台，以及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易，适时拓展至国家认可的其他交易平台，绿证交易信息应实时同步至核发机构。现阶段可交易绿证仅可交易一次。

(七)绿证交易采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。其中，双边协商交易由市场主体双方自主协商绿证交易数量和价格;挂牌交易中绿证数量和价格信息在交易平台发布;集中竞价交易按需适时组织开展，按照相关规则明确交易数量和价格。

(八)对享受中央财政补贴的项目绿证，初期采用双边协商和挂牌方式为主，创造条件推动尽快采用集中竞价方式进行交易，绿证收益按相关规定执行。平价(低价)项目、自愿放弃中央财政补贴和中央财政补贴已到期项目，绿证交易方式不限，绿证收益归发电企业或项目业主所有。

五、有序做好绿证应用工作

(九)支撑绿色电力交易。在电力交易机构参加绿色电力交易的，相应绿证由核发机构批量推送至电力交易机构，电力交易机构按交易合同或双边协商约定将绿证随绿色电力一同交易，交易合同中应分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格。

(十)核算可再生能源消费。落实可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制，国家统计局会同国家能源局核定全国和各地区可再生能源电力消费数据。

(十一)认证绿色电力消费。以绿证作为电力用户绿色电力消费和绿电属性标识认证的唯一凭证，建立基于绿证的绿色电力消费认证标准、制度和标识体系。认证机构通过两年内的绿证开展绿色电力消费认证，时间自电量生产自然月(含)起，认证信息应及时同步至核发机构。

(十二)衔接碳市场。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。

(十三)推动绿证国际互认。我国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证，在不影响国家自主贡献目标实现的前提下，积极推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。加强绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，提高绿证的国际影响力。

六、鼓励绿色电力消费

(十四)深入开展绿证宣传和推广工作，在全社会营造可再生能源电力消费氛围，鼓励社会各用能单位主动承担可再生能源电力消费社会责任。鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿电，发挥示范带动作用。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥先行带头作用，稳步提升绿电消费比例。强化高耗能企业绿电消费责任，按要求提升绿电消费水平。支持重点企业、园区、城市等高比例消费绿色电力，打造绿色电力企业、绿色电力园区、绿色电力城市。

七、严格防范、严厉查处弄虚作假行为

(十五)严格防范、严厉查处在绿证核发、交易及绿电交易等过程中的造假行为。加大对电网企业、电力交易机构、电力调度机构的监管力度，做好发电企业或项目业主提供数据之间的核对工作。适时组织开展绿证有关工作抽查，对抽查发现的造假等行为，采用通报、约谈、取消一定时期内发证及交易等手段督促其整改，重大违规违纪问题按程序移交纪检监察及审计部门。

八、加强组织实施

(十六)绿证核发机构应按照国家可再生能源发电项目建档立卡赋码规则设计绿证统一编号，制定绿证相关信息的加密、防伪、交互共享等相关技术标准及规范，建设国家绿证核发交易系统，全面做好绿证核发、交易、划转等工作，公开绿证核发、交易信息，做好绿证防伪查验工作，加强绿证、可再生能源消费等数据共享。

(十七)电网企业、电力交易机构应及时提供绿证核发所需信息，参与制定相关技术标准及规范。发电企业或项目业主应提供项目电量信息或电量结算材料作为核对参考。对于电网企业、电力交易机构不能提供绿证核发所需信息的项目，原则上由发电企业或项目业主提供绿证核发所需信息的材料。

(十八)各发电企业或项目业主应及时建档立卡。各用能单位、各已建档立卡的发电企业或项目业主应按照绿证核发和交易规则，在国家绿证核发交易系统注册账户，用于绿证核发和交易。省级专用账户由绿证核发机构统一分配，由各省级发改、能源部门统筹管理，用于接受无偿划转的绿证。

(十九)国家能源局负责制定绿证核发和交易规则，组织开展绿证核发和交易，监督管理实施情况，并会同有关部门根据实施情况适时调整完善政策措施，共同推动绿证交易规模和应用场景不断扩大。国家能源局各派出机构做好辖区内绿证制度实施的监管，及时提出监管意见和建议。

(二十)《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)即行废止。

国家发展改革委

财 政 部

国 家 能 源 局

2023年7月25日

国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就《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》答记者问

近日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《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》(以下简称《通知》)。《通知》对完善可再生能源绿色电力证书制度、促进可再生能源电力消费作出了哪些部署?记者专访了国家发展改革委、国家能源局有关负责同志。

问：《通知》出台的背景和意义是什么?

答：可再生能源绿色电力证书，即绿证，是对可再生能源发电项目所发绿色电力颁发的具有独特标识代码的电子证书，是可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定绿色电力生产、消费的唯一凭证，1个绿证单位对应1000度可再生能源电量。以绿证认定可再生能源的绿色属性，鼓励用户购买绿证体现绿电消费是国际通行做法。

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。《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》(中发〔2021〕36号)提出，以经济社会发展全面绿色转型为引领，以能源绿色低碳发展为关键，加快形成绿色生产生活方式。国务院《2030年前碳达峰行动方案》(国发〔2021〕23号)要求，加快实现生产生活方式绿色变革，健全完善绿色低碳循环发展政策体系。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)和国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》(国办函〔2022〕39号)中，对完善绿证制度、推广绿证交易、引领全社会提升绿色电力消费提出了明确要求。

国家发展改革委、国家能源局认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，大力发展可再生能源，推动建立绿证制度并不断健全完善。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。绿证制度实施以来，初步推动全社会形成了较好的绿色电力消费意识，但仍存在绿证核发交易尚未全覆盖、绿证应用领域有待拓展等问题。

为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、促进可再生能源开发利用、引导全社会绿色消费等方面的作用，2022年以来，国家能源局会同国家发展改革委、财政部，在深入开展调研、广泛听取各方面意见建议的基础上，修订形成了《通知》，进一步明确了绿证的权威性、唯一性和通用性，实现对可再生能源电量绿证核发全覆盖，对规范绿证核发、完善绿证交易、做好绿证应用、鼓励绿电消费、强化绿证监管等提出了具体要求。

《通知》的印发实施，将有力推动绿证核发、交易全覆盖，进一步为扩大绿电供给、促进绿电消费奠定基础;将有力提升绿证的权威性、唯一性，进一步增强绿电消费的公信力;将有效拓展绿证应用，扩展绿证消费需求，进一步激发绿电消费市场活力，对于推动能源绿色低碳转型、营造绿色消费环境、加快形成绿色生产方式和生活方式，助力经济社会全面绿色低碳发展具有重要的现实意义。

问：《通知》在提升绿证的权威性、唯一性和通用性方面作了哪些安排?

答：提升绿证的权威性、唯一性和通用性，对于增强绿电消费的公信力，更好培育绿证交易市场，构建绿色电力消费体系，推动绿证与国际接轨至关重要。为此，《通知》明确了以下要求。

权威性方面，明确国家能源局负责绿证相关管理工作，通过统筹各方面形成合力，进一步提升绿证的权威性，推动绿证在引领绿色电力消费、促进可再生能源发展、实现双碳目标中发挥更大作用。

唯一性方面，明确绿证是我国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、消费的唯一凭证。为确保绿证的唯一性，明确绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证。

通用性方面，明确绿证支撑绿色电力交易、认定绿色电力消费、核算可再生能源电力消费量等基础性作用，同时推动绿证与国内碳市场、国际绿色消费和碳减排体系做好衔接。

问：《通知》在规范绿证核发方面作出了哪些具体规定?

答：为规范绿证核发，《通知》对不同品类可再生能源核发绿证等作出具体规定。

一是拓展绿证核发范围。将绿证核发范围从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展到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。

二是区别品类提出具体要求。对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电等可再生能源发电项目核发可交易绿证，可交易绿证既可以用作可再生能源电力消费凭证，也可通过参与绿证交易和绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。对常规存量水电项目，现阶段暂不核发可交易绿证，相应绿证随电量交易直接无偿划转;对2023年1月1日(含)以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。可交易绿证核发范围后续可根据可再生能源电力生产消费情况动态调整。

三是明确核发信息来源。绿证核发原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，同时通过发电企业或项目业主提供的数据进行校核。对自发自用等电网企业、电力交易机构无法提供电量信息的情况，由相应发电企业或项目业主提供绿证核发所需信息。

此外，考虑到现阶段可再生能源非电利用准确计量尚不具备条件，目前绿证核发全覆盖仅针对可再生能源发电项目，待相关条件成熟后，适时将可再生能源非电利用纳入绿证体系。

问：《通知》对于完善绿证交易，作出了哪些具体安排?

答：围绕进一步激活绿证交易市场、扩大绿证交易规模，《通知》明确了绿证交易平台、交易方式、交易收益等方面的具体要求。

一是拓展绿证交易平台。将绿证交易平台从此前的中国绿色电力证书交易平台，扩展到北京电力交易中心和广州电力交易中心，后续适时拓展至国家认可的其他交易平台。买卖双方可自由选择任一绿证交易平台开展绿证交易。

二是明确绿证交易方式。绿证交易包括双边协商、挂牌和集中竞价三种方式，其中，对双边协商交易，由买卖双方自主协商绿证交易数量和价格，并签订一次性划转协议，通过绿证交易平台完成绿证交割;对挂牌交易，卖方将绿证数量和价格相关信息在绿证交易平台挂牌，买方通过摘牌的方式完成绿证交易;对集中竞价交易，买卖双方通过绿证交易平台在截止时间前申报交易意向信息，以市场出清的方式确定绿证成交数量和价格。

三是明确绿证收益归属。一方面，对不再享受中央财政补贴的项目(包括平价(低价)项目、自愿放弃中央财政补贴、中央财政补贴已到期项目以及2023年1月1日及以后新投产的完全市场化常规水电项目)，绿证收益归发电企业或项目业主所有，交易方式不限。另一方面，对享受中央财政补贴的项目，按照国家相关规定，属于国家保障性收购的，绿证收益等额冲抵中央财政补贴或归国家所有;属于市场化交易的，绿证收益在中央财政补贴发放时等额扣减。同时，对享受中央财政补贴的项目创造条件尽快采用集中竞价的方式进行交易。

此外，为防止绿证炒作，《通知》明确现阶段绿证仅可交易一次，交易完成后各交易平台需实时将相关信息同步至核发机构。

问：根据《通知》，如何做好绿证应用工作?

答：绿证既是可再生能源电力环境属性价值体现，又是精准的可再生能源电力消费量核算工具，也是国际通行的绿色电力消费证明方式。为提升绿证的通用性，《通知》围绕进一步拓展绿证应用场景，为绿证市场高质量发展提供了有力支撑。

一是支撑绿色电力交易。绿电交易是以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用户同步获得绿色电力和绿证，是“证电合一”的特殊绿证交易形式，通过在交易合同中明确的绿证价格体现绿色环境价值。在电力交易机构参加绿色电力交易的，相应绿证由核发机构批量推送至电力交易机构，同时在交易合同中分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格。

二是核算可再生能源消费。发挥绿证可追溯、防篡改、精准认定可再生能源电力消费等作用，落实可再生能源消费不纳入能耗“双控”相关要求，《通知》明确由国家统计局会同国家能源局核定全国和各地区可再生能源电力消费数据。

三是认证绿色电力消费。为更好发挥绿证在评价、认证中的作用，推动构建科学、灵活的绿色电力消费体系，《通知》明确将绿证作为电力用户绿色电力消费和绿电属性标识认证的唯一凭证，要求推动建立基于绿证的绿色电力消费认证标准、制度和标识体系，为合法合规开展绿色电力消费认证提供依据。同时，参考国际通行做法，认证机构应通过两年内生产的电量对应绿证开展认证;为避免使用同一绿证开展多次认证，要求认证机构及时将认证信息同步至核发机构。

四是衔接碳市场。绿证与碳排放权交易都是以市场化手段推动绿色发展的重大制度创新，做好两者之间的衔接意义重大。《通知》明确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，为后续推动将绿证纳入碳市场相关核算体系创造条件。

五是推动绿证国际互认。目前，国内绿证已纳入国际绿电消费倡议(100% Renewable Electricity，简称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。为进一步提升国内绿证的国际影响力和认可度，《通知》明确，我国可再生能源电量原则上只能申领国内绿证，在不影响国家自主贡献目标实现的前提下，积极推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。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。

问：如何扩大绿色电力消费需求?

答：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。为此，《通知》专设章节，对推动绿色电力消费提出明确要求。一是鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿电，发挥示范带动作用。二是推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥先行带头作用，稳步提升绿电消费比例。三是强化高耗能企业绿电消费责任，按要求提升绿电消费水平。四是支持重点企业、园区、城市等高比例消费绿色电力。同时，我们也将督促各地将可再生能源电力消纳责任权重分解落实到用能单位，推动以绿证核算用户使用可再生能源电力消费量，逐步建立“权重+绿证”约束机制，更好激发绿电消费市场活力。

2023年8月3日

国家能源局