黨的二十屆三中全會提出健全綠色低碳發展機制，加快規劃建設新型能源體系，完善新能源消納和調控政策措施，為加快能源行業發展方式綠色轉型指明了方向。綠證綠電市場是健全綠色低碳發展機制的重要環節，近期國家層面連續印發多份相關政策文件，對于提升綠證綠電市場需求，引導電力企業綠色低碳高質量發展具有重要意義。本文分析了近期綠證綠電市場政策的影響，并提出了相關建議。

作者介紹：

劉洋，供職于三峽集團電力市場研究中心

范晨凱，供職于三峽集團電力市場研究中心

張玉麗，供職于三峽集團科學技術研究院

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近期綠證綠電市場政策形勢

可再生能源電力消納責任權重較往年顯著提升，非水電消納責任權重最高達30%

8月2日，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于2024年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知》（發改辦能源〔2024〕598號）。文件顯示，2024年各省總量消納責任權重較2023年平均增加約3個百分點，與往年1個多百分點的增幅相比有大幅提升，其中，遼寧、吉林、黑龍江、江西、河南、湖北、寧夏提高6個百分點以上。各省非水電消納責任權重平均增加近4個百分點，其中，吉林、黑龍江、河南、湖南、甘肅、海南的增幅較大，提高6個百分點以上。吉林、黑龍江、青海、寧夏的非水電消納責任權重最高，均為30%；上海、重慶、四川、廣東的非水電消納責任權重較低，位于8%-9.5%之間。

2024年下達的非水電消納責任權重大幅提升，一是將推動各省大規模增購新能源電量，根據各省2023年用電規模測算，預計山東將增購300億千瓦時以上，河北、河南、江蘇、內蒙古將增購200億千瓦時以上，山西、遼寧、安徽、湖北、湖南、廣東將增購100億千瓦時以上；二是促進各省（區、市）保持對風電、光伏產業的支持力度，持續增加新增并網規模；三是激勵青海、甘肅等新能源限電較為嚴重地區優化電網結構、精細化市場交易、增加靈活調節資源，促進新能源消納持續改善，相關區域內新能源消納壓力有望得到緩解，但同時入市節奏將加快，市場化電量比例提高將增加新能源降價風險，新能源項目面臨“增量不增收”的風險加劇。

首次明確特定行業綠電消費比例目標，最高比重達70%

2024年可再生能源電力消納責任權重設置電解鋁行業綠電消費比例目標，是國內明確用戶側主體綠電綠證消納責任的首次嘗試。列入清單企業，按其年用電量和國家下達的綠色電力消費比例核算應達到的綠電消費量，以持有的綠證核算完成情況。各省設定的比例存在顯著差異，四川、青海、云南三省的電解鋁行業綠電消費比例最高，均達70%；山東、新疆、海南較低，處于21%-23.6%之間；其余省（區、市）基本達到25%以上。

電解鋁屬于高耗能行業，其用電量約占全社會用電總量的6%，明確其綠電消費比例有助于顯著提升綠色電力市場需求，將為后續進一步落實其他重點用能行業的綠電消納責任機制提供重要經驗。政策規定以持有的綠證核算電解鋁行業綠電消費完成情況，意味著企業既可以參與綠電交易，也可以通過購買單獨的綠證完成目標。

長期以來，我國大部分省（區、市）并未將可再生能源消納責任權重落實到終端用戶，缺乏對電力用戶開展綠證綠電消費的剛性約束，導致綠證綠電市場供需矛盾突出，一方面交易規模較小。2024年1-8月，綠證交易量約2.1億個，盡管同比大幅增長，但對應電量僅占同期全國非水可再生能源發電量的16%。另一方面市場價格下行。2023年國內平價新能源項目綠證均價約30元，截至2024年9月，該價格已下滑至每個約5元，其中生產日期為2023年的綠證當前售價不超過每個3元。將可再生能源電力消納責任權重落實到消納責任主體有利于進一步完善我國綠證綠電消費體系，形成穩定增長的綠證消費群體，刺激綠證需求增長，緩解綠證綠電市場價格下行壓力。

綠證與CCER銜接機制明確，海風、光熱發電項目面臨二選一

9月11日，國家能源局綜合司、生態環境部辦公廳發布《關于做好可再生能源綠色電力證書與自愿減排市場銜接工作的通知》（國能綜通新能〔2024〕124號）。文件提出，避免可再生能源發電項目從綠證和CCER重復獲益。對于深遠海海上風電、光熱發電項目，擬選擇參加綠證交易的，相應電量不得申請CCER；擬申請CCER的，在完成自愿減排項目審定和登記后，由國家能源局資質中心“凍結”計入期內未交易綠證；在完成減排量核查和登記后，由國家能源局資質中心注銷減排量對應的未交易綠證。

2017-2023年期間，國內CCER項目及減排量備案申請暫停，綠證成為新能源項目兌現自身環境價值的主要渠道。CCER市場重啟后，納入首批新方法學的海上風電及光熱發電項目需在開發CCER和綠證之間作出選擇，開發成本、市場收益、市場前景是發電企業的主要考慮因素。

開發成本方面，當前國內綠證核發、交易均無需費用，且開發周期較短，可再生能源項目在完成建檔立卡后，即可根據電網企業、電力交易機構提供的數據按月獲取綠證。CCER開發周期較長，包含項目文件設計、審定、備案、核查等多個環節，通常需要5個月以上的時間，審定、核查等環節需委托第三方認證機構開展，新能源類的項目開發費用約30-50萬元，后續減排量核查還需支付額外的費用。

市場收益方面，綠證考慮單獨交易及“證電合一”交易（即綠電交易）兩種情況，其中單獨交易價格目前下行壓力大，均價已降至每個5元左右，即每兆瓦時收益為5元；綠電交易的度電環境價值相對較高，平均較燃煤基準電價高約4分，即每兆瓦時收益為40元（各省綠電環境價值差別較大，部分地區每兆瓦時收益10-20元，江蘇等地可達60元以上）。?CCER可用于一定比例的碳排放配額抵消，其價格可參考全國碳市場交易價格，根據復旦大學發布的最新CCER價格指數，約為每噸98元，為便于比較，需將該價格轉換為單位電量收益，轉換后每兆瓦時電量收益根據地區不同約為30-60元（見表2）。

市場前景方面，當前綠證成交量比例不高，綠電供需錯配現象嚴重，“三北”地區綠電消納能力不足，東部地區綠電需求強烈，但隨著新增新能源裝機規模的不斷上升，江蘇等綠電需求較為旺盛省區的綠電交易正逐漸從賣方市場轉向買方市場，市場競爭愈加激烈，考慮未來可再生能源消納責任權重將逐步落實到終端用戶，綠證成交量及價格的提升有望獲得支撐。CCER短期內的市場需求較為旺盛，且水泥、鋼鐵、電解鋁行業近期將納入全國碳排放權交易市場，隨著市場擴容，CCER價格有望隨碳價進一步走高。

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對于發電企業的相關建議

（一）合理評估不同地區項目CCER及綠證收益，因地制宜選擇開發方案

從當前市場情況看，單獨綠證交易的需求量較小，且單位電量收益較綠電及CCER小一個量級；綠電交易的需求量中等，華東部分地區單位電量收益略高于CCER，發電企業在相關區域中若能獲得長期穩定的綠電合同，且綠電交易電量占總發電量比重較高，則可以考慮優先開發綠證；CCER的市場需求量較為旺盛，大部分地區均較綠電綠證有價格優勢，其中華北、東北、西北區域電網的單位電量收益較高，盡管具有一定的前期開發成本，但其對單位電量收益的影響較小。

（二）加強綠電綠證及碳資產交易管理，培育收益增長點

當前綠證綠電市場行情變化較快、競爭壓力大、交易時效性要求高，特別是對于綠證交易，其不受地域及物理限制，需及時了解各地市場情況及用戶需求，精準把握交易窗口期。建議發電企業增強企業內部各地相關資源的協調與信息共享，強化市場跟蹤、策略制定、現場報價和后期復盤全過程管理，加強制度建設，提高交易合規性，增強管理效力，優化營銷流程，平衡時效要求及交易風險之間的關系，增強電能綠色價值兌現能力。

（三）動態跟蹤各省消納責任權重完成情況，積極拓展重點用能單位客戶資源

可再生能源消納責任權重不斷增加將提升各省任務完成難度。隨著各省新能源并網規模的逐步增加，時段性棄電與高峰時段發電能力短缺之間的矛盾將愈發顯著。建議發電企業密切跟蹤青海、寧夏、甘肅等非水電消納責任權重較高及增幅較大省（區、市）的消納責任權重完成情況，尋求跨省跨區綠電交易機會，提升項目收益；關注內蒙古、新疆、云南、山東等電解鋁行業規模較大、綠電消費比例目標較高地區，及時開展用戶對接，為綠電綠證營銷積累用戶資源。另外，政策趨勢表明，未來鋼鐵、石化化工、建材等重點用能單位均可能納入強制綠電消費范圍，建議積極拓展相應類型的用戶，尋求擴大綠證綠電銷售規模的機會。