近期，綠色電力（簡稱“綠電”）市場迎來直線拉升的上漲之勢。中國電力企業聯合會近日發布數據顯示，今年前5個月，全國綠電、綠色電力證書（簡稱“綠證”）交易總量達1871億千瓦時，其中1481億千瓦時來自綠電交易（“證電合一”交易），同比增長254%；390.7億千瓦時來源于獨立的綠證交易，同比增長1839%。

這其中，綠證交易的增長尤為突出。自2017年綠證制度建立以來，其市場沉寂多年未有起色，今年以來，綠證交易“平地起高樓”，需求激增，截至記者發稿，我國最大規模的單批綠證交易在南方區域達成：廣東能源集團、深圳能源集團等654家經營主體達成2482萬張綠證交易，折合電量約248億千瓦時；而“證電合一”的綠電市場規模穩步擴大，需求強勁。在中電聯最新發布的《2023年中國綠色電力（綠證）消費TOP100買家排行榜》中，可以看出綠電消費側覆蓋了能源、電信、石化、鋼鐵、互聯網科技、汽車制造、生活服務等各行各業，綠電市場走勢喜人。

但市場向好的背后隱憂猶在。

當前，綠證價格正在經歷瘋狂內卷，一邊是狂飆突進的成交量，一邊是斷崖下跌的成交價；綠電市場供需錯配、省間壁壘難破、交易機制單一等問題，正在制約市場的進一步擴大。隨著綠電成為影響對外貿易、構建綠色產業鏈的重要要素，綠電市場逐漸由“政策驅動”走向“需求驅動”的發展新階段，但真正激發全社會綠電消費動力仍然任重道遠。

亦喜亦憂的綠證市場

近期，企業用戶對綠電高度關注，各地商務廳（局）面向市場主體接連組織有關綠證綠電機制與國際貿易規則的培訓，各電力交易中心紛紛開展有關綠電綠證專題的電力市場培訓，6月，江蘇電力交易中心組織的培訓一度因報名過于踴躍，人數大大突破上限而改換場地，綠電市場熱度可見一斑。

國家電網和南方電網均在近期發布了今年1~6月的綠電交易數據：在國網區域，今年前6月已成交綠證達5700萬張，是去年同期的39倍。綠電交易為980億千瓦時，是去年同期的2.5倍；南方區域綠電綠證交易量達到412億千瓦時，同比擴大6.2倍，遠超去年整體規模，其中綠電交易140億千瓦時，綠證交易2723萬張（折合電量272億千瓦時），參與綠色電力消費的電力用戶超2000家。

值得關注的是綠證交易量的激增。過去，我國綠證機制主要為降低新能源的補貼需求而建立，因應用場景模糊、價格競爭力不強等原因，多年來需求不振，市場接受度不高。隨著2023年7月綠證制度調整，今年以來，情況發生了巨大改變。水電水利規劃設計總院數據顯示，截至今年5月，累計綠證單獨交易7801萬張，這其中，今年的綠證交易量已超過了“半壁江山”。

從冷門到熱點，綠證交易的升溫中，背后的政策推力脈絡清晰。自2023年7月國家發展改革委、財政部、國家能源局《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》（發改能源〔2023〕1044號）發布以來，綠證由體現新能源補貼價值轉向體現綠色電力環境價值，政策從多方面構建綠證應用場景，為綠證交易構建市場驅動的內生力。1044號文指出綠證的五大應用場景，包括支撐綠電交易、核算可再生能源消費，認證綠色電力消費、推動綠證國際互認、銜接碳市場；2024年2月，國家發展改革委發布《加強綠色電力證書與節能降碳政策銜接大力促進非化石能源消費的通知》（發改環資〔2024〕113號），首次將綠證交易納入省級人民政府的考核，加強了綠證與能耗“雙控”政策的銜接。

在1044號文與113號文的共同作用下，一個突出的應用場景正在釋放需求：以綠證抵扣能耗以應對能耗“雙控”考核。

近半年來的市場采購情況印證了這一需求。青海是最早針對能耗“雙控”要求開展大規模綠證采購的省份。據記者了解，2023年末，青海數百家企業采購1300萬張綠證，激起市場巨浪。今年上半年，浙江綠證交易1683萬張，上海交易綠證超過1500萬張，有關綠證的詢價在市場上層出不窮。“綠證找到了一個切實落地的應用場景，即消費綠證可以抵扣企業的能耗總量和能耗強度，這一政策對于綠證市場具有非常大的激勵作用。近期，上海、浙江等地的用戶正在大批量采購綠證，這和113號文的推動有直接關系，現在我們每天綠證的交易量至少幾十萬張，甚至達幾百萬張，這在過去是非常少見的。”北京電力交易中心相關人士告訴記者。

據業內人士分析，隨著“十四五”進入末期，臨近收官，預計今年下半年到明年，基于能耗“雙控”考核帶來的綠證需求會持續釋放。

綠證市場需求爆發，業內人士亦喜亦憂。“大額綠證交易主要由能耗‘雙控’等政策驅動，但過于依賴能耗‘雙控’考核帶來的需求，市場或將呈現出與碳市場類似的‘潮汐現象’，在臨近考核的時間段內交易量和價格會出現顯著增長趨勢。一旦考核過去，不排除市場交易會出現較大波動。”中國碳中和五十人論壇特邀研究員鄭穎表示。

“盡管目前綠證消費顯著擴大，但由行政考核引起的市場需求，亦會隨著考核的變化而受到沖擊。當前，各省能耗考核的要求各有差異，且并未將任務分解給具體用戶，企業對于完成考核任務沒有明確預期，難以針對考核要求開展購買綠證的成本計劃。我們對于明年的考核會是怎樣也心里沒底。”某東部發電企業人士亦對此感到擔憂。

盡管綠證市場交易激增，但價格卻一路下滑。自1044號文發布后，國家能源局組織首批綠證核發就達到1191萬張，截至5月，全國累計核發綠證約5.12億個，供給側“開閘放水”，加之綠證有了2年的“有效期”，加劇了發電企業拋售綠證。

數據顯示，在國網區域，2022年交易綠證145萬張，交易均價28.10元/張；2023年交易綠證2364萬張，交易均價19.22元/張；2024年截至6月交易綠證5700萬張，交易均價9.6元/張。中國綠色電力證書交易平臺顯示2024年6月掛牌交易成交均價為7元/張。

部分在網絡上流傳的綠證招標采購文件也顯示綠證價格已跌破10元。不同年份的綠證價格不一，即便是同年份的綠證價格也存在較大差異。據記者觀察，2024年的綠證價格最高，一般可賣8元以上，2023年的綠證僅1~6元，2023年之前的綠證則少有人問津，存量綠證滯銷焦慮不斷蔓延。6月17日，上海某科技投資開發有限公司發布購買綠色電力證書項目成交公告，內容顯示該公司計劃采購綠證160萬張，要求綠證年份為2023年，項目預算1000萬元，預算折合單價6.25元/張。但八家投標企業的平均報價低至4.21元/張，最低價2.79元/張。根據成交公告，第一中標候選人報價512萬元，折合單價3.2元/張，其綠色環境的度電溢價已低至幾厘錢。

“目前綠證市場呈現出供過于求的態勢，因此綠證價格過低，新能源的綠色價值很難在綠證市場中得到體現。”華北電力大學中國能源政策研究中心副主任張洪表示。

當前，綠證全覆蓋工作正在持續推進，綠證從“自愿核發”轉為“全量核發”，核發范圍在原有陸上集中式風電、太陽能發電基礎上，納入海上風電、分布式新能源、常規水電、生物質、海洋能、地熱能等。記者了解到，按照國家能源局的要求，今年年底之前將完成綠證全覆蓋的工作，在這一目標推動下，每月大約將核發3億多張綠證，屆時如果沒有政策引導新的需求，綠證市場將進一步失衡。

業內人士建議，應適時研究建立綠證二級市場，強化綠證市場的交易量和活躍度。“目前大量的綠證需求過于單一，且只能交易一次，對市場參與者而言，綠證缺乏有效的保值增值手段，因此，一旦購售雙方的訴求發生變化，市場價格極易受到沖擊，進而出現較大波動。”鄭穎表示，“在只能交易一次的前提下，個別省為應對能耗考核易造成本地綠證囤而不售，若省內綠證交易不足，省間綠證‘惜售’，將進一步加劇綠證流動性弱的局面。因此，建議適時考慮建立二級市場，加強綠證的流動性，提振綠證價格。”

雖然綠證的發展目前仍面臨許多挑戰，但從市場的反饋來看，越來越多的企業正逐步接受和理解綠證機制，并參與到綠證交易中來。“我們在溝通中發現，今年以來，不少外資企業和出口外向型企業已經通知供應商轉向中國綠證采購，以完成減排或可再生能源使用目標。隨著更多的企業采購中國綠證完成國內外供應鏈要求，綠證未來的使用和發展還有相當大的潛力和增長空間可挖掘。”鄭穎補充道。

供需錯配的綠電市場

作為綠證交易的子集，綠電交易自啟動以來市場規模穩步擴大。“今年1~6月，北京電力交易中心的綠電交易已經超過980億千瓦時的成交量，當然這其中年度交易占了大頭。現在我們正在開展多月度、月內、周內乃至更短周期的綠電交易，預計7月國網區域的綠電成交量將超過1000億千瓦時，全年綠電交易量有望達到去年的兩倍以上。”北京電力交易中心相關人士告訴記者。

綠電需求較為集中，在東部某些地區，綠電的可獲得性依然面臨挑戰。綠電資源區域供需不均衡，跨省綠電交易受多種因素制約開展難度大。

“江浙滬地區是巴斯夫最重要的生產基地之一，基地用電量大，能源轉型任務重，然而，本地綠電供應規模有限。這些資源稟賦較弱的地區要獲得綠電極為依賴跨省區交易。”巴斯夫（中國）有限公司亞太區采購總監張建告訴記者，“比如，目前在上海采購綠電，主要的困難在于送出省份的意愿及跨省輸配通道緊張。”

我國80%的風能和90%的太陽能資源分布在西部、北部地區，而70%的能源需求及綠電消費需求集中在東部發達地區，導致新能源資源需要更大范圍進行資源優化配置。“東部地區網架結構強，用電負荷高，本地的風光平價項目主要參與新能源保障性收購，分布式新能源尚未入市，這使得本就不多的東部新能源資源中，能夠留作綠電市場化交易的更加有限。”中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員時璟麗告訴記者。

綠電跨省區交易的一個關鍵難題在于通道空間。目前，省間通道在滿足優先計劃后，剩余通道空間不足，導致西北新能源消納困難與東部綠電購買困難“兩難共存”。

隨著“三北”地區新能源提速開發，送出通道資源的稀缺性不斷凸顯，跨省區電力外送需“排隊”等通道，其中以政府間框架協議等為優先計劃，很多通道還沒排到市場化交易電量就已經占滿。

比較典型的是吉泉直流和靈紹直流兩大西北送華東的通道。華東地區要采購西北的綠電，基本都要通過這兩條通道，優先計劃一排，通道的利用率可高達7000小時，疊加每年檢修的時間，基本上沒有空間做市場化交易。

此外，新能源“看天出力”的特性，也使其匹配外送通道難度加大，“比如廣西某些月份負荷低谷時段風電消納存在困難，有外送需求，但新能源有富余的時候，通道沒空間，通道有空間的時候，送端沒有新能源外送需求，很難匹配上。”廣州電力交易中心人士告訴記者。

綠電外送不僅通道稀缺，賣方亦存在惜售心態。目前，西北地區新能源大省為完成可再生能源消納責任權重任務，傾向于將綠電資源留在當地，在優先完成消納責任權重的基礎上有余量再考慮外送。受制于省間壁壘，東部綠電需求與“三北”地區綠電供應難以充分打通，省間交易中綠電交易占比僅為0.99%。

“已經執行的跨省區交易也多以電網代購電形式操作，從用戶的角度，我們希望終端電力用戶能夠與電源項目開展點對點的跨省區交易，但目前這一機制尚在試點階段，覆蓋面較小。”張建表示。

近年來，消納方式更直接、新能源環境價值在碳排放核算中更易驗證的“綠電直供”亦成為企業期待的綠電消費模式。當前，山西、山東、內蒙古、吉林已出臺支持政策，鼓勵開展綠電直供并推動試點。但綠電直供存在經濟性、可靠性、穩定性等方面難題，以及市場主體責任承擔的公平性爭議，目前發展面臨較大挑戰。

綠電的資源錯配，不僅反映在物理空間的錯配，也反映在計劃與市場的錯配。目前，新能源作為“優先發電計劃”被電網全額收購，匹配優先購電用戶，即居民和農業用戶，居民和農業等優購用戶并無綠色權益需求，而市場化的工商業用戶綠電消費需求逐年提高，造成了部分地區市場化用戶“無綠電可購”，而居民和農業用戶卻“無意識”消費綠電的現象。“這本質上仍是計劃與市場雙軌運行導致的資源配置扭曲。”廣州電力交易中心人士表示，“當前，新能源超預期增長帶來了電網運行安全、系統成本升高、新能源無序發展等問題，推動高比例新能源入市是當務之急。隨著新能源更大范圍入市，一方面將提高綠電的供給，另一方面將進一步縮小優先發電的范圍，使得綠電的供需雙方可以更加靈活地進行自主選擇。”

隨著綠電需求的擴大，綠電供給側擴容正在成為交易中心下一步計劃開展的工作。“目前，參與綠電交易的僅為平價風、光項目，1044號文發布后，生物質、地熱、海洋能，包括分布式等電源均可得到綠證核發，我們將推動多元種類綠電、聚合分布式資源參與綠電市場，以期釋放更多綠電資源。”北京電力交易中心人士表示，“此外，我們也希望跨省外送的平價新能源電量能夠以帶綠證的方式來交易，從而實現電量價值與環境價值的統一。”

較之綠證市場普遍供大于求，綠電市場分化明顯：在東部地區，綠電是賣方市場，但在西部地區，綠電需求不振。記者了解到，在南網區域，廣東企業綠電需求旺盛，綠電成交率超過96%，而西部省區如云南、廣西等綠電資源豐富，但綠電消費剛需較少，成交率低。

在用戶方面，企業主體對于綠電交易的認識水平參差不齊，批發市場主體比零售市場主體對于自身如何開展綠色電力交易有著更加清晰的認識。一些跨國龍頭企業以及大型外向型企業對于自身如何通過多元方式獲取綠電，完成有關“雙碳”承諾、碳關稅要求、ESG聲明、能耗考核等已經具備成熟的認識和周密的規劃，甚至成為了一股推動綠色政策機制健全完善的重要社會力量；而數量眾多的中小企業處于對綠電市場了解和觀望階段，對于如何通過綠電、綠證等工具實現鏈主要求或考核要求仍然存在諸多困惑。此外，亦有部分電網代理購電用戶存在綠電消費需求，但相關交易機制尚未打通。

綠色機制仍需加強內功

當前，高比例新能源入市在即，在入市可能面臨的“量價”風險下，一個充分、完全、有效的綠色市場可為新能源平穩入市護航。

盤活綠電市場，關鍵的任務在于落實可再生能源 “配額制”。

在國際上，綠證交易制度往往與可再生能源配額制“如影隨形”，英國、澳大利亞、美國部分州已實施可再生能源配額制數十年。2019年，國家發展改革委和國家能源局聯合發布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，標志著我國強制性可再生能源消納機制正式建立，亦即我們通常理解的“配額制”。該機制的建立，意味著我國可再生能源消納進入電力用戶共同履責的時代。

但可再生能源消納責任權重政策執行5年多來，消納指標并未分解至單個市場主體，消納責任僅在省級行政區范圍統計核算，未進行實質性考核，用戶側“配額制”未切實落地。“實際上，以綠證機制促進可再生能源消費，本應在綠證市場交易中發揮‘主力軍’的作用，但目前來看，這一應用場景對于市場的推動作用并不明顯。如果消納責任不能分解至用戶，將難以有效發揮該機制促進可再生能源消納的作用。”北京電力交易中心人士表示。

當前，可再生能源消納責任指標設置過于溫和、西高東低，正在成為綠電交易的困擾。在近年來的考核中，絕大多數地區完成消納責任沒有難度，個別未能完成任務的地區反而均為西部新能源富集地。國家能源局發布的2023年可再生能源消納責任考核權重表顯示，上海、江蘇、浙江、甘肅、青海、寧夏等省（市、區）非水電消納責任權重分別為6%、13%、11%、21.5%、27.2%、24.5%。進入“十四五”以來，我國新能源超預期發展，資源稟賦優越的“三北”地區更是以大規模集中式大基地建設領跑新能源增長，消納壓力進一步加大。東西部地區承擔最低消納責任權重任務懸殊，不僅沒有對東部經濟發達地區綠電消費起到足夠的激勵作用，反而對西部高比例新能源地區造成“鞭打快牛”的困境。在消納責任考核、供需形勢偏緊、疏導省內火電上漲成本等因素的交織作用下，西部地區在完成送電協議基礎上缺乏外送綠電的意愿。

“能源轉型是各地區‘共同但有區別的責任’，經濟發達的省份，應該承擔、也有能力承擔更多的責任，而不是按照可再生能源資源稟賦來制定消納責任權重，下一步建議建立與經濟發展相適應的可再生能源消納責任權重指標。”張洪建議，“同時，將消納責任權重指標分解至用電主體，明確指標分配規則和約束考核機制。”

目前，在全球范圍內，以綠證為代表的能源屬性證書的應用正在進入瓶頸期與快速發展期交疊的階段。

一方面，從全球來看，現有的能源屬性證書體系的使用出現了瓶頸。今年5月，歐盟委員會發布了歐盟新電池法案下的動力電池碳足跡計算規則征求意見稿，對于最受關注的電力消費建模，草案僅認可使用“全國的平均電力消費組合”和直連電力，這意味著購電協議（PPA）和能源屬性證書（EAC）這兩個市場化工具可能無法用于核算扣減電力碳足跡。盡管該規則目前仍處于征求意見階段，但已顯現出歐盟規則下綠證與碳足跡核算解耦的跡象。

“實際上，關于綠證在碳排放核算中的作用，在全球范圍內仍未理順，規則一直處于動態變化之中。綠證與碳究竟應關聯還是解耦是一個十分復雜、眾說紛紜的問題。”上海市經濟信息中心低碳中心副主任蔣文聞表示，“僅從我國自身建立健全綠色機制、推動新能源發展和經濟社會低碳轉型的角度來看，綠證制度還需要進一步練好內功、自我完善。比如為切實保障綠電環境權益的唯一性，需要完善綠證標準體系、提升綠證相關數據精細度，建立綠證簽發、交易、使用、注銷全流程閉環機制等配套支撐。要盡可能避免技術上的瑕疵和標準上的模糊，從而建立更加‘過硬’的綠色電力消費體系。”近日，我國綠電相關標準制訂取得重要進展，由能源行業電力市場標委會組織制定的《綠色電力證書交易技術支持系統通用要求》《綠色電力消費核算方法》《綠色電力消費信息溯源技術導則》三項能源行業標準已由國家能源局公示征求立項意見。

另一方面，全球的能源屬性證書體系建設，正加快向更精細的時空顆粒度要求發展。“目前，美國、歐洲等國家或者區域均在建設基于小時級及以下時間尺度的證書體系，并配套研究相應時間尺度的電力排放因子，歐洲的眾多智庫也在積極向歐委會游說，推動將小時級要求加入歐盟碳關稅以及電池法案的碳足跡計算規則中。事實上，歐美的能源屬性證書體系經過多年發展，已經形成了相對穩定和成熟的模式，但原有的粗顆粒度證書已經無法滿足當下的可再生能源發展和使用需求，因此，以小時級匹配數據為基礎的證書體系建設是勢在必行的。“鄭穎提醒道，“我國在完善和發展綠證體系的同時，也應當關注國際間這一趨勢的發展和變化，警惕在能源屬性證書體系上形成新的能力和制度壁壘。”