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1自2017年启动绿证认购制度以来，我国对可再生能源环境权益机制的持续探索超过７年，绿电、绿证市场规模逐步扩大，市场机制持续优化完善，以绿电绿证赋能出口、约束能源生产和消费、通过相关机制收益接续补贴政策促进可再生能源发展的路径逐渐清晰。2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度陡增。但由于各种原因，证电“分离”与“合一”之争尚未平息，我国绿电、绿证在国际市场的有效性和通用性需要进一步落实；同时还存在应用场景不够清晰，绿电绿证价格出现背离现象等问题，这些都在相当程度上制约了绿电和绿证机制的健康运作。本文尝试对我国绿电和绿证机制的沿革进行简单梳理，基于自身工作实践对市场现状进行考察，希望相关认识对我国绿电绿证机制的健全完善尽绵薄之力。
我国绿电、绿证机制发展历程
2015年3月，中发9号文印发，启动了新一轮电改，为可再生能源参与电力市场与绿电、绿证的发展奠定了基础。为解决可再生能源补贴缺口问题， 2017年1月，开始试行绿证自愿认购制度。但由于应用场景较为稀少，很长一段时间，绿证市场基本处于有价无市的状态。
随着弃风弃光压力逐步增大，为引导需求侧主动消纳可再生能源，2019年5月，可再生能源电力消纳保障机制建立，要求按省级行政区域设定可再生能源总量和非水电消纳责任，可通过认购绿证等方式来完成责任。消纳责任机制的建立为提高可再生能源利用率、促进绿证消费开辟了新渠道，该文发布后绿证的交易量有所提高。但由于消纳责任未实际分解到终端电力用户等原因，交易成交量未达预期。
在全球碳中和的大势下，电力行业发生巨变。2021年6月，国家发展改革委《关于2021年可再生能源上网电价政策有关事项的通知》印发。同时RE100等国际绿色发展倡议影响力持续扩大，我国与欧美碳市场发展迅速，用户侧采购绿电、绿证的诉求持续扩大。2021年9月，《绿色电力交易试点工作方案》获得国家发改委、国家能源局正式批复，标志着“证电合一”的绿电交易模式正式开启。绿电消费量迅速扩大。另外，平价可再生能源项目的批量并网使得绿证的价格迅速下降，绿证的消费量逐步攀升。
同时，自2021年7月全国碳市场启动以来，自愿减排市场（CCER）、绿电、绿证等机制不衔接引发了广泛争议，不同部委管理条线的区分、视角的不同、政策着力点不同，引起了外界对环境权益重复性计算的争论，对国内绿电、绿证的公信力和权威性造成不利影响，一定程度上阻碍了我国绿证的国际认可。
近年来，政策与市场双向发力推动绿电、绿证市场格局渐成。2022年8月，国家发改委、国家统计局、国家能源局《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有关工作的通知》要求新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，以绿证作为认定凭证。2023年8月，国家发改委、财政部、国家能源局发布的《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》明确对全部可再生能源电量核发绿证。2024年2月，政策更进一步，国家发改委、国家统计局、国家能源局发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号）明确非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控，绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。同时，生态环境部相继对铝冶炼、水泥行业温室气体排放核算与报告指南征求意见，对市场化绿电在碳排放核算中的计算机制进行了部分明确，初步促进了碳市场与绿电市场的衔接。系列政策组合拳，促进了绿证的消费，推动能耗指标紧张省份绿证交易量大幅增长。
绿电、绿证的消费侧应用
根据市场调研，目前用户采购绿电、绿证的用途主要有降低国内碳市场排放、应对欧盟碳边境调整机制（CBAM）、进行绿色低碳行业声明、完成可再生能源消纳责任、完成能耗考核、企业宣传等。下表简要概括绿电和绿证针对不同用户类型不同应用场景的适应性。
对国内控排企业碳排放的核算。由于尚未建立相关核算体系、绿证不受网架约束可能存在重复计算、管理部门不同等因素，绿证目前无法直接用于碳排放计算。对于绿电交易，铝冶炼行业、水泥行业温室气体排放核算与报告指南的发布表明全国碳市场开始逐步认可绿电的零碳属性，但具体实操层面能否落地还有待观察。而北京、上海、深圳等地方碳市场部分明确绿电可以抵扣碳排放，初步推进了电碳衔接，但机制设计远未完善。如2023年6月上海市生态环境局发布《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》（沪环气候〔2023〕89号），明确“通过北京电力交易中心绿色电力交易平台以省间交易方式购买并实际执行、结算的电量，其外购绿电排放因子调整为0 t CO2/104kWh”，此举有利于上海提高省间绿电的消纳。但意味深长的是，上海市内绿电仍按照全市电力排放因子平均值计算排放。
欧盟CBAM对电力间接排放的核算。根据CBAM相关实施细则及官方问答，只有实际消耗了的清洁能源才可在计算碳排放时进行抵扣，而欧盟来源担保证书等绿证所代表的形式上的减排量，是不允许在核算CBAM规则下的碳排放量时进行抵扣的。这排除了绿证抵扣电力间接排放的可能。而对于绿电，目前欧盟指引性文件里认可的绿电消纳方式包括自发自用、远距离采购以及通过签署电力采购协议，目前多数观点认为绿电可适用于“直接技术连接或购电协议”；根据部分出口企业的反馈，在实际进行过渡期申报时，CBAM倾向于认可国内绿电单独计算间接排放，即企业采购的绿电可能被认可为碳排放为0。后续需持续关注CBAM规则的完善与实践。
需要关注的是，4月30日，欧盟发布《电动车电池碳足迹计算规则草案》征求意见稿，要求电力消费碳足迹应使用“国家平均电力消费组合”，直连电力方式除外。按照该草案，除了自发自用方式，企业采购绿电仍按照全网平均水平计算碳排放，“绿电”与“绿证”均无法用于碳足迹降低。由于中国以煤为主的资源禀赋与发展阶段特性，这将削弱中国电动车电池企业的竞争优势，同时更需警惕类似规则向其他领域蔓延。
在相关行业倡议的应用。典型的行业倡议如RE100，要求加入的公司需承诺不晚于2050年100%使用可再生能源电力，企业可选择自己生产和购买绿色电力来实现可再生能源使用目标，其中包括物理购电协议（物理PPA）、金融购电协议（金融PPA）、与电力供应商签署的协议、能源属性证书等，我国的绿电与绿证基本可纳入上述范畴，满足RE100的要求。但国内绿证由于可能存在与CCER的重复计算问题，最新的“常见问题解答”（FAQs）要求使用我国绿证的企业要提交其绿证拥有全部的环境属性的可信声明。
在可再生能源消纳责任机制中的应用。对于可再生能源消纳责任，国家相关文件明确国内的绿电、绿证均可用于完成总量与非水电消纳责任。但目前主要的消纳责任主体是各省级行政单位与电网企业，终端电力用户并未实际进入该应用场景。
在能耗“双控”考核中的应用。发改环资〔2024〕113号文明确绿电与绿证均可抵扣能源消费总量与强度指标，大大拓展了绿电、绿证的应用。由于使用绿电仍受到电网物理约束，采购绿证成为了完成能耗考核的最便捷措施。2024年初，文件发布后，存在能耗缺口的省份迅速开始要求辖区内能耗用户采购绿证。但能耗“双控”的考核责任主体是各省，而采购绿证的主体——各电力用户并不承担能耗考核责任，权责不对等导致供需错配。2024年初，华东各省开始逐步引导用户侧参与到绿证交易，探索全社会参与绿色消费的模式，尽管此举在一定程度上刺激了绿证消费，但应该看到，行政手段的强大力量凸显了市场作用的渺小，短暂以考核导向制造的需求也不利于市场的长远发展。
在企业宣传或零碳声明的应用。对于企业基于体现社会责任进行的宣传、声明、ESG报告等活动，绿电、绿证理论上均能发挥出其功效。但是仍要关注可能存在的“漂绿”风险。2024年1月17日，欧洲议会表决通过“为绿色转型而赋能消费者”方案，它将禁止产品或服务提供者做出基于温室气体排放抵消（Offsets）的环境影响声明，这是欧盟打击“漂绿”行为的一项重要立法举措。2024年4月初，市场传闻科学碳目标倡议（SBTi）董事会宣布计划更新企业净零目标的设定标准，“扩大环境属性证书（EAC）（如减排信用额）的使用范围，以帮助解决范围三排放问题”，但在引起强烈反响后，随后又声明“SBTi 现行标准未作任何更改”。这反映出行业内外对“绿证”等信用证书能否实际起到宣传中作用的质疑。
绿电、绿证的供给侧主体适应性
4月19日，国家发改委、国家能源局发布的《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章（征求意见稿）》规定，“绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电、太阳能发电、常规水电、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所生产的全部电量”“初期，参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目”。而4月26日，国家能源局发布的《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则（征求意见稿）》规定，“对风电、太阳能发电、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上网电量，以及2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量，核发可交易绿证”“对项目自发自用电量和2023年1月1日（不含）之前的常规存量水电项目上网电量，现阶段核发绿证但暂不参与交易。”
