摘要：这一次三部门发布的文件，实质上明确绿证已经成为区域政府及企业考核可再生能源消费量的基本凭证，这也间接决定了区域及企业的能耗指标情况，而能耗指标目前仍旧是区域政府考核的硬指标，所以绿证此次完全获得官方认可且有着非同寻常的重要意义。

(资料图片)

绿证，即绿色电力证书，也是绿色电力的“身份证”。

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。并于2017年7月正式上线，成为可再生能源发电补贴的替代方式之一。

最近，国家发改委的一项新政策引起了广泛的关注，可再生能源、绿证又迎来了新的曙光。

11月16日，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合发布《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》。《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”作为各类电力用户当年可再生能源消费量相关核算工作的基准，在全国和地方能源消费总量考核时予以扣除。

此次通知一方面对于可再生能源的建设及消纳做出了积极的引导，另一方面对绿证的统一化提出了新的方向。

通知指出，建立全国统一的绿证体系，由国家可再生能源信息管理中心根据国家相关规定和电网提供的基础数据向可再生能源发电企业按照项目所发电量核发相应绿证。

发改委强调，新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，是完善能源消费强度和总量双控制度的重要举措，对推动能源清洁低碳转型、保障高质量发展合理用能需求具有重要意义。

01 新能源项目发展利好

从 “十一五”时期的“能耗双控”到可再生能源消费不纳入能源消费总量，对新能源行业来说，无疑是巨大利好。

所谓“能耗双控”，是指对能源消费强度和能源消费总量的控制，在把单位GDP能耗降低作为约束性指标的同时，提出合理控制能源消费总量的要求。意在落实生态文明建设要求、促进节能降耗、推动高质量发展。

其中，能源消费总量是指一定区域内，国民经济各行业和居民家庭在一定时期消费的各种能源的总合，包含传统能源、可再生能源等一、二次能源及同时产生的产品。

比如燃煤电厂的燃料消耗；居民用电、用气的能源消耗等；可再生能源作为商品能源使用的部分，统一转化成标煤纳入。但在计算能源消费总量时，是通过编制能源平衡表的方法取得, 在核算过程中，分行业能源消费量不是各品种消费量的简单相加，并且一次能源、二次能源消费不能重复计算。

能源消费总量=终端能源消费量+能源加工转换损失量+能源损失量。

“能耗双控”综合各地区经济、产业结构和布局、能源消费现状、节能潜力、能源资源禀赋、上一五年规划目标完成情况等等因素，确定各省（自治区、直辖市）能耗强度降低和能源消费总量目标。将全国能耗总量控制和节能目标分解到各地区、主要行业和重点用能单位。

比如京津冀三地和上海、江苏、浙江、广东等沿海省份承担了更大的降低能耗强度的任务，海南、西藏、青海、新疆等地区的能耗强度降幅目标较低，能耗总量可以增长的空间也相对较大。

也就是说，各地在新建燃煤厂、化工厂等高耗能产业时，是需要严格按照国家分配的指标，不能盲目随意扩建。只有在旧产能退出、落后产能淘汰后，才可能出现新的扩建指标。

而此次发改委提出的“新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制”，即每年较上一年新增的可再生能源电力消费量在考核时可以予以扣除，但仍纳入能耗强度考核。表明在建设、使用可再生能源时，不考虑旧产能是否淘汰，省份的总体能耗指标控制问题就可批准可再生能源的新产能。

这种方式能够鼓励企业使用可再生能源，推动能源清洁低碳转型。对于用能需求能够以合理的方式保证其高质量发展。同时有利于降低碳排放强度，对助力实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。

02 绿证交易机制成焦点

本次《通知》进一步对绿证的作用和核发范围进行明确：

1.各省级行政区域可再生能源消费量以本省各类型电力用户持有的当年度绿证作为相关核算工作的基准。企业可再生能源消费量以本企业持有的当年度绿证作为相关核算工作的基准。

2.绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目，建立全国统一的绿证体系，由国家可再生能源信息管理中心根据国家相关规定和电网提供的基础数据向可再生能源发电企业按照项目所发电量核发相应绿证。

3.绿证原则上可转让，绿证转让按照有关规定执行。积极推进绿证交易市场建设，推动可再生能源参与绿证交易。

首先，绿证的核发范围也从最初的含补贴或平价风光项目，拓展至所有可再生能源发电项目：包括风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电等可再生能源。加入水电、生物质、热能发电等种类，增加绿证交易品类与交易主体。

来源：Forbes

其次，将绿证作为可再生能源消费量的核算基础，意味着其与配额制绑定加深。发电侧将所发绿色电力全部核发成绿证，投放市场形成价格，购买绿证将成为消费侧、各省级区域与企业完成消纳目标和能耗要求的必要手段。比如，各省市有国家分配的消纳可再生能源指标，新政策有望将购买绿证的抵消可算入消纳的指标中。绿证将有望逐步从自愿交易过渡为强制交易，市场活跃度将大幅提升，交易价格有望增长。

第三，目前，绿证原则上可转让，但不可二次销售，还不具备金融和投资属性，首要角色是协助落实责任消纳，同时为市场提供环境溢价。

业内资深人士表示，通过本文件，实质上已经明确中国绿证成为区域政府及企业考核可再生能源消费量的基本凭证，这也间接决定了区域及企业的能耗指标情况，而能耗指标目前仍旧是区域政府考核的硬指标，所以中国绿证此次完全获得官方认可且有着非同寻常的重要意义。

截至2022年9月底，我国核发绿证超5000万张，折合电量超500亿千瓦时，绿电交易成交电量超200亿千瓦时，较2021年的79.35亿千瓦时大幅提升。绿电溢价方面，2021年9月首批绿电试点交易溢价3-5分/kWh，2022年广东绿电长期交易协议成交均价较煤电基准价高6分/kWh，较火电成交均价高1.7分/kWh。随着市场对于绿电的溢价意识提高，平价绿电项目获得即时绿色溢价将趋于常态化。

对于发电企业而言，相关业内人士也对新政策的出台给出几点建议：

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。