深化改革大会后，绿证往哪走？

党的二十届三中全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》，以100字集中论述了双碳的深化改革方向。

值得注意的是，在这100字之前，对新能源也做了部署：“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”。

其实，核心说的就是碳电衔接与协同，再具体点，重心在于绿证制度。

近一年来，绿证改革政策密集出台，一方面规范、活跃绿证本身；另一方面，剑指电碳联动。

2017年2月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《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》，正式开启了绿证交易制度，最初是为了替代可再生能源补贴。

2019年5月，国家发展改革委、国家能源局出台的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，将绿证作为可再生能源电力消纳责任的替代。

2022年8月，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合出台的《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》明确，以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。

绿证推出后，囿于各种原因，市场有些混乱，交易也不太活跃。

转机从2023年开始，沿着“做大—做优—做活”的思路，绿证制度不断完善。

先是“做大”，即做大绿证规模

2023年8月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《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“1044号文”），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。

效果立竿见影，绿证呈“井喷”之势。2022年，我国核发绿证仅2060万个，2023年核发约1.76亿个，2024年上半年核发了4.86亿个，占2017年实施绿证制度以来累计核发绿证的68.7%。截至2024年8月底，全国累计核发绿证18.41亿个，其中8月核发9.52亿个，简直是“一月抵七年”。

再是“做优”，即做优绿电扣减

一是全国碳市场剔除“间接排放”。

全国碳市场自2021年7月16日启动上线交易，已经满三年，完成了两个履约周期（2019-2020年，2021、2022 年度），电力是唯一纳入行业。

在前两个履约周期，碳排放管控范围既包括直接排放，也包括间接排放。

《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》指出“碳排放配额是指重点排放单位拥有的发电机组产生的二氧化碳排放限额，包括化石燃料消费产生的直接二氧化碳排放和净购入电力所产生的间接二氧化碳排放”。

《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量 设定与分配实施方案（发电行业）》指出“碳排放配额是重点排放单位拥有的发电机组相应的二氧化碳排放限额，包括化石燃料消费产生的直接排放和购入电力产生的间接排放”。

碳市场纳入电力产生的间接排放，这就为绿电、绿证抵扣提供了可能。

欧盟碳市场是全球交易量最大、成熟度最高的市场，仅管控直接碳排放。此外，欧盟碳边境调节机制（CBAM），又被称为碳关税，也仅对电力、钢铁、铝等产品的直接排放量征收费用（但对水泥、化肥的间接排放也征收费用）。

在前两个履约周期，碳排放管控范围既包括直接排放，也包括间接排放。

《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》指出“碳排放配额是指重点排放单位拥有的发电机组产生的二氧化碳排放限额，包括化石燃料消费产生的直接二氧化碳排放和净购入电力所产生的间接二氧化碳排放”。

《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量 设定与分配实施方案（发电行业）》指出“碳排放配额是重点排放单位拥有的发电机组相应的二氧化碳排放限额，包括化石燃料消费产生的直接排放和购入电力产生的间接排放”。

碳市场纳入电力产生的间接排放，这就为绿电、绿证抵扣提供了可能。

欧盟碳市场是全球交易量最大、成熟度最高的市场，仅管控直接碳排放。

欧盟碳边境调节机制（CBAM），又被称为碳关税，也仅对电力、钢铁、铝等产品的直接排放量征收费用（但对水泥、化肥的间接排放也征收费用）。

《欧盟电池和废电池法规》配套细则——电动车电池碳足迹计算规则草案中提出电力只能按直连电力和全国平均电力消费组合两种方式计算，也排除了绿证扣减。

为了与国际接轨，第三个履约周期开始，将间接排放剔除。

《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》提出“重点排放单位因使用电力产生的二氧化碳间接排放不再纳入全国碳排放权交易市场管理范围”。

《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案（征求意见稿）》进一步明确“水泥、钢铁、电解铝行业管控化石燃料燃烧、工业过程等产生的直接排放”。

2024年9月14日，生态环境部发布《企业温室气体排放核算与报告指南 水泥行业》 《企业温室气体排放核算与报告指南 铝冶炼行业》，均不再核算间接排放。

二是电力排放因子扣除“绿电交易”。

电力是碳排放“第一行业”。在进行碳排放核算时，“电力排放因子”的高低直接影响着核算主体的排放水平和绩效。2017年12月，国家发展改革委办公厅印发《关于做好2016、2017年度碳排放报告与核查及排放监测计划制定工作的通知》，首次明确全国电网排放因子为0.6101tCO2/MWh。此后，我国重点行业的碳核查一直沿用该数值至2020年。

生态环境部办公厅在《关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通知》、《关于做好2023—2025年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知》中将2021年、2022年全国电网平均排放因子分别调整为0.5810 tCO2/MWh、0.5703t CO2/MWh。

在绿电重复抵扣的加持下，企业岂不是“躺着”就把碳排放降低了。这也影响了国际互认，2024年4月欧盟公布了动力电池碳足迹规则的征求意见稿，电力消费的碳足迹只有全国平均电力消费组合、直连两个选项，意味着购买绿电、绿证都不算碳减排。

但这并不意味着绿电在欧盟碳壁垒面前就无用武之地了，可以是绿电直连。

为此，2024年3月，生态环境部办公厅《企业温室气体排放核算与报告指南 铝冶炼行业（征求意见稿）》剔除市场化交易的非化石能源电量，规定“电力排放因子采用0.5942 tCO2/MWh”。4月，生态环境部、国家统计局联合发布《2021年电力二氧化碳排放因子》，包括三种口径：全国电力平均二氧化碳排放因子（0.5568kgCO2/kWh），全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量，0.5942CO2/kWh）以及全国化石能源电力二氧化碳排放因子（0.8426CO2/kWh）。

三是解决绿证绿电重复认定问题。

目前，我国绿色电力交易存在“证电分离”与“证电合一”两种形式。在“证电分离”情况下，如果绿电、绿证在不同省份被使用，就会出现重复认定的问题。

为了解决这一问题。2024年1月，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合印发的《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）（以下简称“113号文”），明确了绿证交易电量扣除方式，提出“未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量”。

“113号文”还提出避免可再生能源消费量重复扣除，规定跨省可再生能源市场化交易和绿色电力交易对应的绿证，以及省级行政区域内交易的绿证在地方政府节能目标责任评价考核指标核算中不在扣除之列。

也就是说，地方政府使用绿证抵扣能耗双控指标，不能是本省绿证，也不能是跨省“证电合一”的绿证，只能是跨省单独绿证。

四是堵住绿证国内国际重复开发的通道。

由国际气候组织（TCG）与碳信息披露项目（CDP）合作发起的RE100倡议，旨在推动企业向100%可再生电力过渡，是国际认可的可再生能源使用的“黄金标准”。但中国绿证仅被RE100有条件承认，需提交可信声明，声明绿证拥有全部的环境属性。

此前，绿证可在国际、国内多个机制下被开发，导致环境属性存在被重复计算的可能性。

1044号文提出“我国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证”。2024年8月26日，国家能源局印发的《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》（国能发新能规〔2024〕67号）（以下简称“67号文”）重申“承诺仅申领中国绿证、不重复申领其他同属性凭证”。

这就堵住了可再生能源电量重复开发国内国际绿证的通道，也宣告着国际绿证机构要告别中国市场了。

9月13日，国际绿证I-REC开发机构——国际跟踪标准基金会 （I-TRACK Foundation）发布公告，决定停止服务，退出中国市场。

最后是“做活”，即做活绿证市场。

很长一段时间，我国绿证交易面临着“核发量和挂牌量大、交易量小”的窘境，市场活跃度较低。截至2022年底，全国累计核发绿证约5954万个，交易数量1031万个，交易率仅为17.3%；截至2024年8月底，全国累计核发绿证18.41亿个，交易绿证3.14亿个，交易率为17.1%。

为了激活绿证市场，有关部门着力完善绿证相关配套机制。

一是明确了国家能源局（新能源和可再生能源司）负责绿证相关管理工作。

引自《国家能源局关于可再生能源绿色电力证书核发有关事项的通知》

二是启用了国家绿证核发交易系统，推动“三全”（绿证核发全覆盖、绿证交易全协同、绿证信息全透明）目标落地落实。

三是以“规则”的形式规范绿证全生命周期行为。2024年8月，紧随《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》，国家能源局印发了《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》（国能发新能规〔2024〕67号），以8章35条内容，具体明确了职责分工、账户管理、绿证核发、绿证交易及划转、绿证核销、信息管理及监管等方方面面。

大部分内容在以前的文件中都提到过，规则又进行了强调。但“绿证有效期为两年”是首次提出，也是想通过设定“deadline”来带动绿证交易的积极性。

就在不久之前，生态环境部审议通过的《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》，首次提出了碳配额结转条件及有效期：

重点排放单位在 2023、2024年度履约时，可使用本年度及其之前年度配额履约。重点排放单位可将持有的2024年度及其之前年度配额结转为2025年度配额，未结转配额不再用于2025年度及后续年度履约。2023、2024年度不可预支后续年度配额。

绿证的有效期与碳配额的跨期“有条件”使用之间有着“异曲同工”之妙，都是化解“囤积居奇，待价而沽”的问题，提升市场交易活跃度。

绿证机制建设的这一系列举措，既保证了绿证数据的真实可信，筑牢绿证市场的根基，也为绿证与可再生能源电力消纳责任权重、能耗“双控”、碳市场等政策有效衔接创造了技术条件。

电碳联动

新能源既能发出绿色电力，又具有降碳功能，这是电碳联动的基础。

间接排放踢出管控范围的时候，一些机构发出了“电碳联动化为泡影”的言论。只能说这是只知其一，不知其余。

一直以来，电碳联动都面临着绿证与国家核证减排量（CCER）重复计算的质疑，这是绿色电力环境效益开发除了绿证绿电重复、绿证国内国际重复之外的“第三个重复”。

新能源企业既能将电力以绿电、绿证的形式卖给有用电需求的企业，还能将项目产生的减排量卖给有抵消需求的企业，这就形成了“双重获益”的通道。

但在市场与政策的协同发力下，这一问题正在得到解决。

从市场看，伴随我国风光发电开发利用技术的进步和投资成本的降低，光伏发电、陆上风电等已不符合额外性（没有碳资产收益很难进行）要求，再次拿到CCER入场券的几率已经微乎其微了。

在这里，我用了“再次”一词，这与自愿减排市场的发展历程有关。我国自愿减排市场于2012年6月开启、2017年3月暂停，彼时主管部门还是国家发改委，发布了12批次200多个方法学，完成CCER备案项目254个、减排量5294万吨，其中水电+风电+光伏发电项目数量、减排量合计占比66.9%、54.1%。

但CCER重启后，主管部门已经变成了生态环境部，目前仅发布了2批次6项方法学，绿电有两项：光热发电、海上风力发电，曾经的CCER大户——光伏发电、陆上风电等已不见踪影。

从政策看，2024年8月，国家能源局综合司、生态环境部办公厅联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》，明确提出深远海海上风电、光热发电项目只能在绿证与CCER之间“二选一”，这就避免了可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益。

绿证与自愿减排的衔接清除了电碳联动的“绊脚石”，即将开启一个崭新篇章。

前面说了那么多，我们可以发现绿证的核心功能在于“替代”，可再生能源补贴的替代、消纳责任的替代以及能耗双控指标的替代等；CCER的核心功能在于“抵销”，碳配额履约的抵销、零碳/碳中和的抵销、国际航空碳减排和抵销（CORSIA）等。

不管是替代，还是抵销，实现的是节能量、减排量在主体间的转移。如果没有实实在在的消纳、消费，就会产生“空转”、“过剩”等问题，就需要发挥价格的引导和激励作用了，这才是电碳联动的未来。

一方面，改革电价势在必行。目前，电力企业参与碳市场，成本上涨的压力只能自行消化，不能传导至下游电力消费企业，无疑将影响需求企业购买绿电的积极性。

因此，需要进行电力市场化改革，完善电力价格形成机制和传导机制，让电价真正反映市场供需，在分担发电企业碳减排成本的同时，激励用电企业消费绿电。

另一方面，提升碳价众之所盼。碳市场将碳排放转化为火电企业的内部成本，从而提高绿色电力的竞争优势。这样一来，电力企业的直接排放降低，电力用户的间接排放随之降低。

目前，由于纳入行业单一、交易产品单一、参与主体单一等因素，我国碳市场碳价还比较低。欧盟碳价60多欧元（约500元人民币），是我国的5倍，显然不利于调动控排企业减排的积极性。

因此，需要推动碳市场改革，完善配额分配和交易机制，形成有效的碳价格信号，对控排企业形成“强约束”，让“排碳有成本、减碳有收益”成为共识。

来源：生态环境部《全国碳市场发展报告（2024）》

2024年8月，国务院办公厅印发的《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》，特别将碳排放权交易市场、温室气体自愿减排交易市场、绿证交易市场放在一起，能看出对碳电联动寄予“厚望”。

本文来自微信公众号：小明观察，作者：明眼人