绿色电力证书简称“绿证”，是可再生能源发电企业所发绿色电力的“电子身份证”，用以证明与核算可再生能源的发电和使用。当前美国、日本、英国、法国、荷兰、瑞士、加拿大、澳大利亚等二十多个国家均已实行了绿证交易制度。2017年7月1日，国家可再生能源信息管理中心（以下简称“信息管理中心”）运营的全国绿色电力证书认购交易平台1（以下简称“绿证交易平台”）正式启动了绿证的自愿认购机制。
从统计数据来看，绿证交易自启动至今，认购率较低，市场交易并不活跃，这与我国绿证制度出台的政策背景及制度本身的设计存在密切关系。不过，随着可再生能源电力消纳保障机制下“可再生能源电力消纳责任权重”自2020年1月1日起正式进入考核阶段，以及越来越多加入RE100倡议的国内企业为了实现100%使用可再生能源的承诺而选择采购绿电，我们认为未来绿证交易的走势将从买方市场逐步转向卖方市场，并逐步形成良性的供需平衡关系。
本文拟系统介绍中国的绿证制度及其主要问题，以及2020年国内可再生能源政策的变化及境外行业实践对我国绿证交易制度可能造成的影响。
一、我国绿证制度出台的主要政策背景
与国际绿证制度项下促进企业完成强制配额指标、履行企业或个人社会责任等主要动因不同，我国绿证制度的出台，除了为促进可再生能源发展、保障我国在《巴黎协定》下所承诺的到2020年、2030年非化石能源（包括可再生能源和核电）占一次能源消费比重分别达到15%和20%左右的目标外，还有为缓解国家可再生能源补贴缺口的重要政策原因。据财政部统计，截止2019年年底可再生能源附加缺额已突破1000亿元人民币，预计到2020年补贴缺口将扩大到3000亿元以上2。巨大的补贴缺口使得原有的风、光标杆上网电价体系已难以为继，但是，如果风电和光伏发电行业直接执行与成熟火电产业相对标的平价上网电价，对于发电成本较高，行业尚未完全成熟的风电、光伏产业而言，该等电价安排还难以达到吸引投资及用电需求转移的目的，因此仍需依靠激励政策刺激产业进一步发展。与此同时，随着社会经济的发展，企业承担环保等社会责任的需求逐步增加。绿证制度在此背景下应运而生。
根据《国家发展改革委、财政部、国家能源局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》（发改能源〔2017〕132号，以下简称“132号文”），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。风电、光伏企业出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。132号文出台的初衷是，在理想情况下，解决光伏及风电项目，特别是已进入前七批国家可再生能源电价附加资金补助目录（以下简称“可再生能源补贴目录”）的光伏与风电项目的资金压力。由于光伏和风电项目的补贴资金在短期内无法全额落实到位，如果待补贴电量对应的绿证能够成功售出，且价格贴近补贴，那么项目业主可以通过绿证交易迅速回款，优化现金流，降低企业的财务成本。对政府而言，绿证自愿认购制度这一市场化手段，在一定程度上有助于缓解国家财政补贴压力及当前补贴拖欠的情形。此外，绿证的自愿认购机制也可为后续的绿证强制交易积累相应经验、奠定一定的基础。
二、我国绿证制度介绍
（一）我国绿证制度的基本流程和要求
根据132号文，我国绿证的官方定义是“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”。简单来说，绿证是一种可交易的、能兑现为货币收益的凭证，其确认了证载电量的可再生能源发电方式并记录了该部分的上网电量来自我国的哪个特定的陆上风电站或光伏集中式电站。本文将绿证的买卖方资格、交易方式、定价方式、申请及交易流程等基本要求整理如下：
卖方资格要求
可再生能源补贴目录内的陆上风电和光伏发电项目（不含分布式光伏项目）。
买方资格要求
四类购买者：（1）各级政府机关；（2）事业单位；（3）社会机构；（4）个人。
绿证核发机构
我国绿证的核发机构为信息管理中心。
绿证核发主要程序
运行信息填报及绿证申请
绿证核发
信息管理中心审核后向发电企业按月核定和核发绿证。核发标准为按照发电项目与电网企业（售电企业或用户）实际结算电量，每兆瓦时结算电量对应1张绿证（通俗而言即1张绿证代表1000度电）。不足1兆瓦时的电量部分将结转到次月核发。
定价方式
买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格。但是，认购价格不得高于该绿证所对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额。
认购方式
挂牌出售与协议转让两种方式，其中挂牌出售为主要交易方式。
转售限制
对卖方而言，绿证在有效期内可以且仅可以出售一次，不得再次转手出售。对买方而言，绿证经认购后不得再次出售。
绿证与补贴关系
已出售的绿证，其所对应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金补贴。
未出售的绿证（包含两种情形：（1）已申领绿证但未挂牌出售或协议转让，以及（2）已挂牌但尚未被实际认购），其所对应的电量部分仍可享受原有补贴。
（二）主要问题
当前我国的绿证制度主要存在如下值得进一步探讨的问题：
1、绿证适用范围受限。当前国家对能够参与绿证交易的可再生能源发电项目在项目类型及项目是否已纳入补贴目录两个角度予以了限制，仅有已纳入可再生能源补贴目录内的陆上风电和集中光伏发电两类项目可以参与绿证交易，海上风电、分布式光伏发电等其他类型的可再生能源发电项目均无法申领或认购绿证。尽管根据我们向绿证交易平台和国家能源局的了解，未来可能将进一步开放扩大绿证适用范围至风电和光伏平价项目（即未纳入补贴范围的项目）、分布式可再生能源项目、以及除风电、光伏外其他种类的可再生能源项目；2019年1月7日国家发展和改革委员会（以下简称“国家发改委”）、国家能源局发布《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》（发改能源〔2019〕19号），也提出“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。风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿证，通过出售绿证获得收益”，但是截至本文出具之日，系统性扩大绿证适用范围的新政策尚未出台。
2、绿证定价以补贴价格为导向。虽然绿证是市场定价，但考虑到绿证的可再生能源补贴替代属性，实践中绿证卖方一般不愿将绿证价格设定过低（即低于补贴金额），这导致了我国绿证单价与国际绿证相比普遍偏高。公开信息显示，绿证交易平台上出售的风电、光伏绿证与欧洲GO证书和美国非捆绑证书价格相比相差约10倍4。此外，由于我国绿证对于风电与光伏发电项目不予区分，均按照1个证书对应1兆瓦时电量核发，在当前风、光度电成本差异导致度电补贴资金差异的背景下，光伏项目绿证价格普遍是风电项目的两至三倍，这导致光伏绿证的交易状况比风电项目要低迷很多。当然从另一方面来看，如果风电项目补贴能够通过绿证交易的方式由市场消化，其占用的可再生能源基金将会减少，释放风电补贴压力，间接为光伏项目提供更多的补贴空间。
（三）绿证自愿认购制度不活跃的现状及原因分析
从绿证交易平台的统计数据来看，截至目前风电和光伏项目绿证核发数量比较可观（截至7月14日，累计风电核发量已达23,507,608兆瓦时，累计光伏核发量为3,845,828兆瓦时），但交易量并不活跃（截至7月14日，累计风电交易量为37,750兆瓦时，累计光伏交易量仅166兆瓦时）。笔者认为，如下几项可能是导致绿证自2017年正式推出后交易需求一直较为低迷的主要原因：
1、自愿认购方式难以刺激需求。由于绿证本身定价偏高，且对于绿证买方而言认购行为并不能带来实质性的激励措施，买方认购绿证多是用于涉及企业环保等社会责任承担的自我宣传，这导致当前绿证认购的动力不足，绿证认购难以形成稳定的市场需求。
2、二次交易限制。目前的绿证认购后不能再次出售，这导致绿证认购缺乏金融属性，限制了绿证的市场流通性，不能提供融资渠道。
三、可再生能源消纳保障机制对绿证交易的影响
（一）可再生能源消纳保障机制介绍
国家发改委、国家能源局于2019年5月10日出台的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）（以下简称“《消纳保障通知》”）正式启动了我国可再生能源消纳保障机制。“可再生能源电力消纳保障机制”是指国家对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重，即，在电力市场化交易的总体框架下，为落实可再生能源优先利用这一法定要求，依法建立起强制性的市场份额标准，对各类直接向电力用户售电的电网企业、售电公司和通过电力市场直接购电的用电企业的市场行为进行引导5，要求其达到一定的市场份额标准。根据该通知，各省级行政区域将设定可再生能源电力消纳责任权重，2019年底前为可再生能源电力消纳责任权重的政策实施准备期，自2020年1月1日起，就各省级能源主管部门下达的年消纳责任权重要全面进行监测评价和正式考核。
承担消纳责任的有两类市场主体：第一类为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司（需承担与其年售电量相对应的消纳量）；第二类市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业（需承担与其年用电量相对应的消纳量）。各承担消纳责任的市场主体的售电量和用电量中，农业用电和专用计量的供暖电量免于消纳责任权重考核。
各市场主体完成消纳量的基本途径是实际消纳可再生能源电量，包括从电网企业和发电企业购入的可再生能源电量，以及自发自用的可再生能源电量。此外，市场主体还可通过以下两种替代方式完成消纳责任权重：（1）向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额消纳量，双方自主确定转让价格；（2）自愿认购绿证，绿证对应的可再生能源电量等量计为消纳量。据此，市场主体除了实际消纳绿电外，还可以通过以超额消纳量自主转让以及自愿认购绿证的方式对不足的消纳权重进行替代。
（二）可再生能源消纳保障机制对绿证交易的影响
此外，根据财政部、国家发改委、国家能源局于2020年1月20日出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）“全面推行绿色电力证书交易。自2021年1月1日起，实行配额制下的绿证交易，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴”。据此，2021年之后，国家将对包括光伏、光热、风能等可再生能源电力实行强制绿证制度。通过强制可再生能源电力消纳量的引入以及明确绿证对可再生能源电力消纳量的可替代性，有助于确保绿证获得稳定的市场需求并可激发绿证交易量。
（三）绿证制度与其他可再生能源规定的衔接
2、平价和低价上网项目如何通过绿证交易获得合理收益补偿待观察。我国自2019年起已明确对新增风电项目逐步取消电价补贴，对于光伏行业来说，业内也倾向于认定2020年或为新增光伏项目享受光伏补贴最后一年。绿证交易在这一背景下可能成为发电企业取得额外发电收益的唯一途径。如前所述，国家发改委、国家能源局发布的《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》（发改能源〔2019〕19号）中提出“有关省级能源主管部门结合本地区资源、消纳、新技术应用等条件组织开展不需要国家补贴的平价上网风电、光伏发电项目建设。明确提出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。风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿证，通过出售绿证获得收益。国家通过多种措施引导绿证市场化交易”。可以预见，国家将逐步鼓励无补贴的平价、低价发电项目参与绿证交易，这将为绿证迎来快速的发展时机。但是平价和低价上网项目具体如何进行绿证交易，绿证价格如何确定等问题，仍有待后续政策予以明确。
四、RE100框架下绿证制度的基本介绍
1、公司自有设备产生的电力
该种情形指成员企业以自有的发电设备（无论该发电设备位于企业厂区界限之内或之外）产生可再生能源电力，这些电力可自用或在当地上网。在该情形下，企业需要取得绿色电力证书，在没有绿证追踪系统的国家或地区，公司则必须持有能证明其所发电力为可再生属性电力的权益证明。
2、购买电力供应商在企业厂区界限内安装的发电设备所产生的可再生能源电力
该种情形指企业消费来自于电力供应商持有和运营的位于企业厂区界限范围内的发电设备产生的可再生能源电力。该种情形下企业无需取得绿色电力证书，但应提供与电力供应商签署的供电协议佐证。
3、直接与一个在企业厂区界限之外的发电设备相连接（未通过电网输配电）
该种情形指电力供应商持有和运营的位于企业厂区界限范围外的发电设备所产生的可再生能源电力通过连接至企业的输电线路直接传输到企业，而不通过电网传输。该种情形下企业同样无需取得绿色电力证书，但应提供与项目所有人和运营方签订的电力供应协议佐证。
4、直接从上网的发电设备采购可再生能源电力
5、与绿色电力供应商签署协议
6、购买非捆绑的绿色电力证书
（二）RE100对环境权益（绿证）的要求
1、可准确计量的发电数据（Crediblegenerationdata）
2、权益集合（Attributionaggregation）
绿证或协议安排应包括并明确体现完整的可再生能源权益，即不仅能证明持有人消费了绿色电力，还能证明碳减排效果和减排量。企业持有人无需另外持有其他证书以证明碳减排效果和减排量。
3、独家所有权（Exclusiveownership）
5、地域市场边界（Geographicmarketboundaries）
6、时效限制（Vintagelimitations）
（一）对中国绿证满足RE100要求的分析
1、可准确计量的发电数据
根据绿证交易中心发布的《绿色电力证书核发及自愿认购规则》（以下简称“《认购规则》”），申请核发绿证的注册企业应在信息平台按月填报项目结算电量信息，并上传上月电费结算单、发票、银行转账证明扫描件等，信息中心负责审核发电项目合规性和月度结算电量，向企业核发相应证书。据此，中国绿证在核发环节，已由绿证交易中心作为独立第三方核定可计量的发电量数据。
2、权益集合
根据在绿证交易中心网站注册并登陆后可查询到的绿证证书样本，绿证除载明认购的是特定项目产生的绿色电力外，还清晰载明了“该等电量相当于减持二氧化碳xxx千克，二氧化硫xxx千克，氢氧化物xxx千克”的内容。因此，中国绿证的持有人无需另外获得其他权证以证明其碳减排效果。
3、独家所有权
5、地域市场边界
6、时效限制
（二）对中国企业及境内外商投资企业以中国绿证兑现RE100承诺的建议措施