自2017年绿色电力证书（以下简称“绿证”）制度作为补贴替代措施被提出以来，绿证制度在能源结构转型中的作用越来越重要。当前光伏发电和风电已经全面进入平价时代，在“双碳”和去补贴背景下，绿证制度的发展趋势值得我们关注和思考。
我国绿证制度的解读
绿证是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。
1.核发主体和核发对象
我国绿证由国家可再生能源信息管理中心核发。绿证交易由国家可再生能源信息管理中心组织实施，通过信息中心建设的中国绿色电力证书认购交易平台进行交易，按照1个证书对应1兆瓦时结算电量标准向企业核发相应证书，每个证书具有唯一编码。
2.交易主体和交易方式
纳入国家可再生能源电价附加补贴目录的陆上风电和地面集中式光伏电站、平价和低价的风光发电项目均可以申请绿证。分布式光伏项目和海上风电项目暂无申请绿证资格。绿证买方是指目前各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人。交易方式主要是挂牌出售和协议转让两种方式。
3.绿证定价和证电分离
我国绿证实行自愿认购制度，认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额，由买卖双方通过自行协商或者通过竞价两种方式进行确认。此外，每笔绿证交易并不与物理的绿色电力运输或使用一一对应，即购买绿证宣称使用绿电并不意味着企业实际消纳了对应绿电，绿证作为一种资产性凭证，更多表现的是政府机关、企业或个人对新能源发电在态度上的支持。
我国绿证的发展现状
绿色电力证书是近十几年来国际通行的做法，目前包括美国、英国、法国、日本等20余国实行绿证交易。
1.绿证支持政策
2016年3月我国颁布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，首次提出建立可再生能源电力绿色证书交易机制。
2017年2月，国家发改委等部委发布《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》，提出在全国范围内试行绿证核发和自愿认购，绿证交易正式启动。6月，国家可再生能源信息管理中心公布《绿色电力证书自愿认购交易实施细则（试行）》，规范绿证认购的交易细则。7月1日，绿证自愿认购交易正式启动。
2019年1月，国家发改委、能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。自此在原有自愿“补贴绿证”的基础上，提出与补贴脱钩反映绿电属性的市场化“绿证”。
2020年1月，财政部发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易。企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。
2021年8月，国家发改委、能源局发布《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》，同意国家电网、南方电网开展绿色电力交易试点，做好绿色电力交易与绿证机制的衔接。
2022年1月，国务院印发《“十四五”节能减排综合工作方案》，提出推广绿色电力证书交易。当月，国家发改委等部门印发《促进绿色消费实施方案》，提出统筹推动绿色电力交易、绿证交易，确保市场化用户可以通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重。
我国绿证制度大致分为三个阶段：补贴绿证、无补贴绿证（平价绿证）、绿电交易下的绿证。补贴绿证阶段是绿证交易的价格以补贴额度为上限，平价阶段是风光项目可以通过绿证交易获得合理收益补偿。绿电交易下的绿证是电力用户可以直接或间接从风电、光伏等可再生能源发电企业购买绿电产品，并获得绿证。
2.绿证交易概况
根据中国绿证认购平台统计，截至2022年10月11日全国累计核发风电绿证50910476个，其中，风电35409940个、光伏15500536个；累计认购4481410个绿证，其中，风电1506152个，光伏2975258个；补贴绿证78951个、无补贴绿证2632528个、绿电绿证1769931个。
（1）风电绿证核发量远多于光伏。统计显示，我国风电绿证核发量大约是光伏绿证核发量的2倍且绿证申报核发多集中在弃风限电较严重的三北地区。其中，风电核发绿证排名前三的省份是：河北、新疆、吉林;光伏核发绿证排名前三的省份是：黑龙江、山东、辽宁。
（2）补贴项目价格远高于非补贴项目。根据绿证认购交易平台的数据，2021年以来我国补贴项目风电绿证和光伏绿证成交的平均价格分别为195.8元/个、647.9元/个，非补贴项目风电绿证和光伏绿证的成交平均价格分别为46.2元/个、49.8元/个，补贴项目的绿证价格远高于非补贴项目的绿证价格。
（3）绿证交易率极低。虽然核发量和挂牌量较大，但全国各省绿证交易率偏低低，全国平均交易率仅为8.8%。不同地区交易量差异较大，以风电行业为例，截至2022年10月11日，交易量最高的的吉林共交易941792个风电绿证，交易量最少的宁夏仅交易了6个风电绿证。
绿证交易对电力行业的影响分析
在碳达峰、碳中和目标的战略下，我国已明确构建清洁低碳安全高效的能源体系，绿证交易机制可以有效地将燃煤发电企业造成的环境成本内部化，可以解决可再生能源发展补贴的资金缺口问题，兼顾平衡燃煤发电和可再生能源发电之间的利益冲突，将对电力行业发展产生重要影响。
1.加快推进我国能源结构调整
2018年3月，国家能源局下发《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，明确从考核发电企业鼓励促进项目建设到考核电网企业保障消纳的思路，结合中央财政补贴退出、地方政府补贴项目难度大的现状，绿证交易将与配额考核制度深度融合，预计将有效推动发电企业可再生能源发电投资规模和比例。
2.进一步提高煤电发展成本
我国能源供给革命的最终方向并不是化石能源的超低排放，而是实现一个对环境最大程度友好的低碳的能源供应体系。可再生能源配额考核实施后，火电企业预计将强制购买绿证来满足15%的非水可再生能源配额要求，将进一步增加火电企业的成本，从而抑制火电的发展速度，降低火电发展规模。
3.有效缓解可再生能源企业补贴压力
我国风电、光伏装机量大幅上升，可再生能源补贴拖欠对企业现金流形成重要影响。据统计，截至2021年末，补贴拖欠累计达到4000亿元左右。伴随绿证交易市场日渐成熟，可以有效缓解可再生能源补贴压力。
发电企业应对建议
一是加强绿证政策研究和对接跟踪。紧跟绿证发展态势，加强与政府、行业协会等机构的沟通交流。积极参与自愿认购绿证交易，深入研究配额制及强制购买绿证实施的各种可能情形及其对发电企业的潜在影响，研究制定相应的发展策略。针对配额制及强制购买绿证启动的时机、履责主体的认定、配额指标的分配、履责成本的疏导等重大问题，与政府部门保持密切沟通。
二是加快推进煤电转型发展。发电企业要抓住“十四五”新机遇，加大电源结构绿色低碳转型、综合能源供应商转型、国际化转型的力度，打造产业链、供应链，实现战略转型与创新发展。坚持能源生产与综合服务并重，积极参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易，实现源网荷储联动、发配售一体、热力网源一体、多能联供与综合能源服务、辅助服务并举。
三是全面推进市场化运营。主动寻找用户，根据认购方的需求申请绿证，加快风电、光伏企业资金回笼。提前应对可再生能源配额考核，建立专门机构负责绿证交易，组织相关人员研究学习绿证交易机制和交易规则，加快绿证资格申请，做好充分的绿证交易准备工作。将“价值思维、效益导向”的理念和“精品工程”的要求全面应用到每一个可再生能源存量和增量项目，真正实现每个项目在可研、设计、建设和运营全寿命周期的精细化管理。
