新绿证时代：绿是绿，电是电： ‍

光伏资讯 | PV-info

近日【光伏资讯】微信公众号（PV-info）了解到， 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。

（文末附政策原文链接及国家能源局答记者问原文链接）

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。

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， 一是如何判断，买来的绿是不是有资质的绿？二是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。”

来源：享能汇工作室（ID：encoreport)

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