引言
2020年9月22日，習(xí)近平主席在聯(lián)合國大會上提出“雙碳”目標(biāo)，即中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和?！半p碳”目標(biāo)的提出，給我國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型提出了新的要求。自2017年綠色電力證書（以下簡稱“綠證”）制度作為補貼替代措施被提出以來，綠證交易市場一直未能達到應(yīng)有的活躍度，而如今，光伏發(fā)電和風(fēng)電已經(jīng)全面進入平價時代。在“雙碳”和去補貼背景下，綠證制度將如何在我國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型過程中發(fā)揮其作用，以及其未來的發(fā)展趨勢如何，都是值得關(guān)注和思考的問題。本文將對綠證制度的起源和現(xiàn)狀進行簡單回顧，并立足于“雙碳”目標(biāo)對綠證未來發(fā)展的趨勢進行展望，供行業(yè)內(nèi)各位人士參考。
一、綠證制度概述
綠證，即綠色電力證書，是指國家依據(jù)可再生能源上網(wǎng)電量通過國家能源局可再生能源發(fā)電項目信息管理平臺向符合資格的可再生能源發(fā)電企業(yè)頒發(fā)的具有唯一代碼標(biāo)識的電子憑證。每個綠證對應(yīng)1兆瓦結(jié)算電量，且每個證書都有唯一編碼，體現(xiàn)項目的基本情況。
國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局于2017年1月18日聯(lián)合發(fā)布了《國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局關(guān)于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購交易制度的通知》（發(fā)改能源〔2017〕132號，以下簡稱“《自愿認(rèn)購交易制度的通知》”）及附件《綠色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購規(guī)則（試行）》，標(biāo)志著我國綠色電力證書制度開始試行。
根據(jù)《自愿認(rèn)購交易制度的通知》和《綠色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購規(guī)則（試行）》，我國綠證核發(fā)對象為列入國家可再生能源電價附加補助目錄內(nèi)的陸上風(fēng)電和光伏發(fā)電項目（不含分布式光伏發(fā)電）1。自2017年1月18日國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局聯(lián)合發(fā)文試行綠證制度后，2019年1月10日國家發(fā)改委和能源局又聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于積極推進風(fēng)電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》（發(fā)改能源〔2019〕19號）（以下簡稱“《2019風(fēng)電、光伏發(fā)電工作通知》”）進一步擴大了可核發(fā)綠證項目的范圍，不僅包括列入可再生能源發(fā)電項目補貼清單的項目，還包括平價上網(wǎng)和低價上網(wǎng)的陸上風(fēng)電及集中式地面光伏項目。
簡單來說，綠證是非水可再生能源發(fā)電量的確認(rèn)和屬性證明以及消費綠色電力的唯一憑證，是一種與電力本身分離的具備一定獨立性的憑證，既可以作為獨立的可再生能源發(fā)電的計量工具，又可以作為可再生能源配額制度的核查、清算工具（具體見下文）。
根據(jù)《自愿認(rèn)購交易制度的通知》及《綠色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購規(guī)則（試行）》，我國綠證目前實行自愿認(rèn)購制度，自2017年7月1日起正式開展認(rèn)購工作，并根據(jù)市場認(rèn)購情況，自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易（強制約束交易至今尚未啟動）。
綠證交易平臺為綠色電力證書自愿認(rèn)購平臺（以下簡稱“綠證認(rèn)購平臺”）。認(rèn)購價格因項目是否享有補貼而不同，列入可再生能源發(fā)電項目補貼清單的項目綠證的認(rèn)購價格按照不高于證書對應(yīng)電量的可再生能源電價附加資金補貼金額，由買賣雙方通過自行協(xié)商或者通過競價兩種方式進行確定。平價上網(wǎng)項目綠證的認(rèn)購價格，根據(jù)綠證認(rèn)購平臺上的信息，目前成交價大多數(shù)為50元/張。
按照國家可再生能源綠色電力證書管理機制和政策獲得綠證的陸上風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)（不含分布式光伏項目）可申請在綠證認(rèn)購平臺上開戶并出售綠證。各級政府機關(guān)、事業(yè)單位、社會機構(gòu)和個人均可以在綠證認(rèn)購平臺上注冊賬戶并認(rèn)購綠證。前述風(fēng)電、光伏企業(yè)出售綠證后，相應(yīng)的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。認(rèn)購人購買綠證后不得再次出售。
由于《自愿認(rèn)購交易制度的通知》和《綠色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購規(guī)則（試行）》是在試行基礎(chǔ)上進行綠證交易制度的建設(shè)，制度建設(shè)尚不完善，導(dǎo)致綠證自愿認(rèn)購市場需求持續(xù)低迷，目前成交的綠證絕大部分都是企業(yè)及個人出于履行社會責(zé)任或支持國家政策的目的而認(rèn)購。
2020年財政部、國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》明確提出全面推行綠證交易制度，自2021年1月1日起，實行配額制下的綠證交易，同時研究將燃煤發(fā)電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電權(quán)、優(yōu)先保障企業(yè)煤炭進口等與綠證掛鉤，持續(xù)擴大綠證市場交易規(guī)模，并通過多種市場化方式推廣綠證交易。隨著可再生能源配額制在我國的落地和實施，綠證成為特定市場主體履行消納責(zé)任的替代性方式之一，為完成消納責(zé)任，更多企業(yè)將加入認(rèn)購綠證的隊伍。
二、綠證制度與補貼制度的銜接
我國新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，多依賴政府的財政補貼支持，大額資金撥付給政府造成了極大的財政壓力，自2012年以來，受各種因素影響，補貼資金每年都存在缺口，且逐年擴大。根據(jù)財政部的統(tǒng)計，截至2017年底，可再生能源補貼缺口已達到1000億元。為了進一步完善風(fēng)電、光伏發(fā)電的補貼機制，2017年1月18日，國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局發(fā)布《自愿認(rèn)購交易制度的通知》在全國范圍內(nèi)試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)和自愿認(rèn)購。
2020年初，財政部發(fā)布《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》，明確全面推行綠證交易制度，企業(yè)通過綠證交易獲得收入相應(yīng)替代財政補貼。此外，還明確，參與綠色電力證書交易等項目可優(yōu)先撥付補貼資金。
2020年9月29日，財政部又進一步發(fā)布《關(guān)于<關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見>有關(guān)事項的補充通知》（財建〔2020〕426號），確立了項目合理利用小時數(shù)規(guī)則并對已列入補貼清單項目的補貼年限予以明確，并規(guī)定按照《可再生能源電價附加補助資金管理辦法》（財建〔2020〕5號）規(guī)定納入可再生能源發(fā)電補貼清單范圍的項目，所發(fā)電量超過全生命周期補貼電量部分，不再享受中央財政補貼資金，核發(fā)綠證準(zhǔn)許參與綠證交易。按照《可再生能源電價附加補助資金管理辦法》規(guī)定納入可再生能源發(fā)電補貼清單范圍的項目，風(fēng)電、光伏發(fā)電項目自并網(wǎng)之日起滿20年后，生物質(zhì)發(fā)電項目自并網(wǎng)之日起滿15年后，無論項目是否達到全生命周期補貼電量，不再享受中央財政補貼資金，核發(fā)綠證準(zhǔn)許參與綠證交易。
從上述規(guī)定可以看出，《自愿認(rèn)購交易制度的通知》確立綠證制度時，通過綠證交易替代財政補貼并非強制要求，而是由企業(yè)自主決定是否通過出售綠證取得收益來彌補放棄的補貼。雖然2020年的政策亦未將綠證交易作為強制性要求，但其明確除在補貼年限內(nèi)且未超過合理利用小時數(shù)部分的電量可以獲得補貼外其余電量都不再享有補貼而是核發(fā)綠證后參與綠證交易，增加了新能源發(fā)電企業(yè)參與綠證交易的動力。
三、綠證制度與可再生能源配額制的銜接
結(jié)合一般國際實踐，可再生能源配額制是一個國家或地區(qū)通過立法的形式對可再生能源發(fā)電在其電力供給總量中所占的具體份額進行強制性的規(guī)定，它是一種強制要求能源生產(chǎn)企業(yè)或者電力供應(yīng)商在生產(chǎn)和供應(yīng)化石能源的過程中使其可再生能源生產(chǎn)和供應(yīng)達到能源總量一定份額的制度。
我國國內(nèi)政策也多次提到“配額制”的表述，但一直未有明確的定義。2019年5月10日，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布了《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發(fā)改能源〔2019〕807號，以下簡稱“《電力消納保障機制的通知》”），明確對電力消費設(shè)定可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重。所謂可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重，是指按省級行政區(qū)域?qū)﹄娏οM規(guī)定應(yīng)達到的可再生能源電量比重，包括可再生能源電力總量消納責(zé)任權(quán)重和非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重。雖然該文件用語上未采用“配額制”的表述，但其內(nèi)容實質(zhì)上是配額制的一種。
承擔(dān)消納責(zé)任的主體包括兩類市場主體：第一類市場主體為各類直接向電力用戶供/售電的電網(wǎng)企業(yè)、獨立售電公司、擁有配電網(wǎng)運營權(quán)的售電公司（簡稱“配售電公司”，包括增量配電項目公司）；第二類市場主體為通過電力批發(fā)市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業(yè)。第一類市場主體承擔(dān)與其年售電量相對應(yīng)的消納量，第二類市場主體承擔(dān)與其年用電量相對應(yīng)的消納量。
《電力消納保障機制的通知》所確立的配額制強調(diào)消費端消納責(zé)任，因此，可以在支持新能源發(fā)展的同時減少此前“重建設(shè)，輕消納”模式導(dǎo)致的并網(wǎng)成本上升及限電問題，從而促進產(chǎn)業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展。
綠證交易與可再生能源配額制間的關(guān)系經(jīng)歷了不同的發(fā)展階段。在綠證制度誕生之初，綠證交易并未與可再生能源的配額制直接聯(lián)系起來。《自愿認(rèn)購交易制度的通知》規(guī)定將根據(jù)市場認(rèn)購情況，自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易，為綠證后續(xù)發(fā)展過程中與配額制結(jié)合預(yù)留了空間，但實際上2018年并未能如期開展配額制下的強制性綠證交易，直至2019年《電力消納保障機制通知》明確將綠證交易作為配額制下企業(yè)完成消納責(zé)任的替代方式之一。隨后，《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》指出將自2021年1月1日起，實行配額制下的綠證交易，綠證交易正式與配額制結(jié)合。
雖然綠證交易和配額制的結(jié)合在我國看上去是一個新的政策趨勢，但在美歐國家“配額制+強制綠證交易”已經(jīng)有較長的發(fā)展歷史和豐富的實踐經(jīng)驗。這種組合在國際上被證實可以更加有效地把推動能源轉(zhuǎn)型的責(zé)任通過配額與具體主體相掛鉤，且企業(yè)可以通過綠證交易、綠電交易等市場化方式履行義務(wù)，充分發(fā)揮了市場作用，減少政府負(fù)擔(dān)的同時起到優(yōu)化資源配置的作用。
我國配額制下，市場責(zé)任主體履行消納責(zé)任有兩種方式，實際消納可再生能源電量是最主要的消納責(zé)任履行方式，通過向超額完成年度消納量的市場主體購買其超額完成的可再生能源電力消納量、以及自愿認(rèn)購綠證是兩種替代性方式，其中，購買綠證則以綠證對應(yīng)的可再生能源電量等量記為消納量。配額制的實施，雖然為綠證交易提供了額外市場動力，但由于購買綠證僅僅是落實消納責(zé)任補充和替代方式，并且在兩種方式之中不具有優(yōu)先性，其拉動作用非常有限。
四、綠證交易現(xiàn)狀及存在問題
綠證交易在推行之后持續(xù)遇冷，雖然核發(fā)并掛牌交易的綠證數(shù)量很多，但買方購買的頻次及數(shù)量都較低，有觀點認(rèn)為綠證交易正處于“有量無市的靜默階段”。通過對近年來綠證交易數(shù)據(jù)的梳理，我們發(fā)現(xiàn)目前綠證交易主要存在以下幾個特點：
根據(jù)綠證認(rèn)購平臺的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，以光伏行業(yè)為例，截至2021年10月11日，全國各省光伏綠證的核發(fā)量最高的黑龍江省達到1263146張，最少的陜西省也有4087張。光伏綠證的累計掛牌量仍舊以黑龍江省最多，達到299658張，浙江、廣西等省均達4000張以上。雖然核發(fā)量和掛牌量很大，但交易量卻不盡如人意，截至2021年10月11日，交易量最高的廣西省只有3668張，全國累計綠證交易量也僅有86867張。核發(fā)量和掛牌量均排第一位的黑龍江省交易量僅有256張，交易率只有0.085%，綠證交易率之低由此可見一斑。
綠證價格的差異主要表現(xiàn)在兩個方面：一是，補貼項目綠證價格明顯高于無補貼項目綠證價格。根據(jù)綠證認(rèn)購平臺的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2021年9月12日至2021年10月11日，補貼項目的風(fēng)電綠證均價為167.8元，最高價為269.5元，補貼項目的光伏綠證均價為585.7元，最高為585.7元，但目前平價綠證的價格大多數(shù)是50元/張2，也有個別項目80元/張。二是，風(fēng)電綠證和光伏綠證價格差異較大，結(jié)合下圖及前文所列數(shù)據(jù)可以直觀看到，在有補貼的情形下風(fēng)電綠證較光伏綠證更低，因此，在交易時也更具價格優(yōu)勢。
如前所述，我國綠證的核發(fā)量和掛牌量較為可觀但交易量比較低。究其原因，主要是激勵機制和強制機制不足，具體如下：
（1）激勵機制不足
在我國目前的綠證交易制度下，政府機構(gòu)、企業(yè)以及個人購買綠證的主要動力是履行社會責(zé)任和樹立企業(yè)形象等，對于認(rèn)購人來說，購買綠證并不能帶來額外的收益或享受其他優(yōu)待政策。雖然《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》提及未來或?qū)讶济喊l(fā)電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電權(quán)、優(yōu)先保障企業(yè)煤炭進口等與綠證掛鉤，但目前相關(guān)規(guī)則尚未成形。而且根據(jù)《自愿認(rèn)購交易制度的通知》，認(rèn)購人購買綠證后不能再次出售，極大地限制了綠證的流動性，也因此抑制了企業(yè)及個人購買綠證的積極性。
即使部分企業(yè)為滿足采購方要求的綠電比例會購買一部分綠證，但是目前這樣的要求并未在全行業(yè)和全產(chǎn)業(yè)鏈進行普及，對促進企業(yè)購買綠證的作用非常有限。
（2）強制機制不足
雖然我國自2020年1月起正式開始實行消納責(zé)任權(quán)重考核，但事實上我國綠證目前還是以自愿認(rèn)購為原則。主要是因為：雖然消納責(zé)任具有一定強制性，但履行消納責(zé)任的方式有三種，即一種主要方式，兩種替代性方式，而綠證交易只是替代性履行方式中的一種。根據(jù)國家能源局在關(guān)于配額制答記者問的表述，兩種替代性履行方式為并行關(guān)系，沒有先后順序，市場主體可根據(jù)兩種方式的經(jīng)濟性進行自主選擇。也就是說，企業(yè)完成消納責(zé)任的方式可以在購買綠電、向超額消納企業(yè)購買超額消納量和認(rèn)購綠證三種中進行自由選擇，認(rèn)購綠證并不是必需的。另外，目前配額制下的綠證交易僅有發(fā)改委的通知作為依據(jù)，且未規(guī)定罰金，僅規(guī)定了限期整改和列入不良信用記錄，予以聯(lián)合懲戒等較為籠統(tǒng)的后果，綠證交易的強制性就更大打折扣。
綜上，由于企業(yè)及個人缺乏認(rèn)購綠證的動力，綠證購買需求很難維持在較高水平，使得目前綠證交易的現(xiàn)狀與原定的政策目標(biāo)存在較大的偏差。
自《自愿認(rèn)購交易制度的通知》試行綠證交易以來，我國綠證交易就一直維持著證電分離的模式。認(rèn)購綠證只是擁有了綠證對應(yīng)電量的聲明權(quán)，即宣稱自身使用了綠電，并不意味著企業(yè)實際消納了對應(yīng)的綠電。綠證交易也與以電量為交易標(biāo)的的綠電交易雙軌運行，各自擁有不同的交易市場和定價機制。雖然證電分離的的制度設(shè)計客觀上有利于綠證本身的靈活性，不需要與綠電交易進行捆綁，但證電分離的模式也造成綠證交易和綠電交易的脫節(jié)。
這種脫節(jié)主要會帶來三個方面的問題，一是，1張綠證和1千瓦綠電所對應(yīng)的環(huán)境屬性是等量的，但是綠電和綠證在不同市場交易會導(dǎo)致同樣的環(huán)境屬性定價存在差異，造成等量不等價的現(xiàn)象，而且同樣的環(huán)境屬性可以在不同市場進行兩次交易，導(dǎo)致重復(fù)計算。二是，對于實際購買并消納綠電的企業(yè)而言，并不能獲取相應(yīng)的證明，不利于對企業(yè)綠電消納情況的記錄和核查。三是，對于部分承擔(dān)消納責(zé)任的主體而言，直接購買綠電在履行消納責(zé)任的同時還能滿足自身用電需求，更為實用，因此購買綠證的動力明顯不足。
按照綠證的定價機制來看，可將綠證分為帶補貼綠證和平價綠證兩種。其中，平價綠證的價格目前大部分為50元/張，帶補貼綠證的價格為：1張補貼項目綠證價格上限=度電補貼金額*1MWh，具體認(rèn)購價格由買賣雙方自行協(xié)商或者通過競價確定。
就帶補貼綠證的定價機制而言，因光伏發(fā)電項目和風(fēng)電項目的定價機制一樣，自《自愿認(rèn)購交易制度的通知》發(fā)布以來就一直存在較大的爭議。比如某省風(fēng)電的標(biāo)桿電價是0.6元/kWh，光伏發(fā)電標(biāo)桿電價為0.88元/kWh ，當(dāng)?shù)孛摿驑?biāo)桿電價為0.35元/kWh ，那么風(fēng)電項目的綠證最高價為0.6-0.35=0.25元/kWh ，光伏發(fā)電項目的綠證最高價為0.88-0.35=0.53元/kWh 。不難看出，在光伏發(fā)電和風(fēng)電標(biāo)桿電價存在差異的前提下，采用統(tǒng)一的綠證定價方式會導(dǎo)致風(fēng)電綠證相比光伏發(fā)電綠證更具有價格優(yōu)勢，從而在一定程度上影響了光伏發(fā)電項目綠證的成交量。
此外，平價綠證僅需50元/張，顯著低于帶補貼綠證價格。在綠證交易過程中，買方出于經(jīng)濟性的考慮更可能優(yōu)先選擇購買平價綠證，使得價格明顯較高的帶補貼綠證“有價無市”，通過綠證交易替代財政補貼的政策效果大打折扣。
五、未來綠證制度發(fā)展趨勢
（一）綠證的補貼替代作用將越來越弱化
綠證制度最初是作為補貼替代措施而被創(chuàng)設(shè)，隨著2021年光伏發(fā)電和風(fēng)電項目全面進入無補貼時代，對于新建項目而言，這種補貼替代的作用已經(jīng)失去。對于存量補貼項目而言，因綠證制度存在的定價機制不合理、證電分離等原因?qū)е戮G證交易率非常低，這種補貼替代作用也難以實際發(fā)揮。應(yīng)該看到，對于國家承諾的補貼項目，無法完全交由市場解決，在未來證電合一的發(fā)展趨勢下，綠證的補貼替代作用將越來越弱化。
（二） 配額制與綠證交易結(jié)合更加緊密
縱覽綠證相關(guān)政策的發(fā)展歷程，綠證制度的主要目標(biāo)和政策定位都已逐漸發(fā)生變化，未來的綠證制度與可再生能源配額制的結(jié)合將更加緊密。配額制下的綠證交易不僅可以滿足消納責(zé)任主體履行義務(wù)的需求，也可以通過出售綠證獲益實現(xiàn)對新能源發(fā)電企業(yè)的成本補充并進一步激勵新能源發(fā)展。此外，由于綠證交易存在一定的市場競爭，可以利用綠證市場的價格發(fā)現(xiàn)功能進一步刺激新能源發(fā)電企業(yè)提升技術(shù)，降低成本，在獲取更大利潤空間的同時在宏觀上推動能源低碳轉(zhuǎn)型。
雖然目前國家尚未出臺具體政策確立配額制下綠證交易的具體發(fā)展模式，但國家能源局在答記者問時明確提出后續(xù)綠證核發(fā)范圍、價格體系等綠證政策將根據(jù)消納保障機制實施情況適時調(diào)整完善，進一步確保配額制度和綠證制度的有序銜接。因此，完善配額制下的綠證交易是綠證制度未來發(fā)展的主要方向，并且，可能會根據(jù)新能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展情況，適時建立健全配額制下的強制性綠證交易制度。
（三） 證電合一
綜合2021年綠電交易的發(fā)展趨勢和內(nèi)容來看，未來政策走向更傾向于證電合一的模式。證電合一不僅是綠電使用聲明權(quán)和實際消納電量的合一，更是綠證制度和綠電交易的逐步融合，目前這一融合趨向已逐步照入現(xiàn)實。部分省份率先開始證電合一模式的嘗試，2021年4月，浙江發(fā)布《浙江省綠色電力市場化交易試點實施方案》，方案提出，綠電交易結(jié)算完成后，浙江電力交易中心根據(jù)綠電交易實際結(jié)算數(shù)據(jù)向電力用戶出具“浙江綠色電力交易憑證”。憑證將嚴(yán)格依照結(jié)算結(jié)果記錄結(jié)算電量，確保綠色電力的綠色屬性所有權(quán)清晰且唯一，同時也提出，推動交易憑證納入綠色電力證書管理體系。浙江試點的交易憑證實質(zhì)上與綠證具有一定的相似性，并且也引起了國家層面的關(guān)注。
2021年9月國家發(fā)展改革委、國家能源局正式批復(fù)《綠色電力交易試點工作方案》（以下簡稱“試點方案”），推動綠電交易的發(fā)展。試點方案提出，要做好綠色電力交易與綠證機制的銜接，國家可再生能源交易中心要根據(jù)綠色電力交易試點需要，向北京電力交易中心、廣州電力交易中心批量核發(fā)綠證。電力交易中心依據(jù)國家有關(guān)政策組織開展市場主體間的綠證交易和劃轉(zhuǎn)。試點方案中設(shè)計的這一模式，可以更好地將綠證和綠電所代表的環(huán)境屬性統(tǒng)一起來，更有利于能源轉(zhuǎn)型和雙碳目標(biāo)的實現(xiàn)。此外，試點方案還指出，向電網(wǎng)企業(yè)購買且享有補貼的綠色電力，由電網(wǎng)企業(yè)代收代售，產(chǎn)生的附加收益用于對沖政府補貼。于補貼項目而言，證電合一之后其依舊可以獲取替代性收益，因此，從這一規(guī)定來看，證電合一并不會減損綠證交易的現(xiàn)有功能，具有合理性。
雖然目前證電合一的新模式仍在試點過程中，尚未全面鋪開，但從目前的政策走向來看，未來綠證制度和綠電交易相融合已成為綠證制度發(fā)展的總體趨勢。
（四） 綠證交易與碳交易建立聯(lián)系
碳交易是為了減少全球溫室氣體排放所采取的市場機制，通過碳排放權(quán)指標(biāo)或碳減排量的交易，達到降低減排成本、實現(xiàn)減排目標(biāo)的目的。在碳交易市場中，企業(yè)可以采取減排行動或通過在市場中購買配額的方式完成減排目標(biāo)，也可以將富余的排放配額在市場中出售獲利。
雖然碳交易解決的是溫室氣體排放問題，綠證解決的是能源結(jié)構(gòu)調(diào)整問題，但綠證和國家核證自愿減排量（CCER），都帶有一定的環(huán)境屬性，其參與交易的主體也具有相似性，均涉及可再生能源發(fā)電企業(yè)，同時電力的終端用戶也與碳排放用戶有所重合，綠證交易與碳交易具有天然的銜接。而且，每1兆瓦時新能源電力減少的二氧化碳排放基本是一個確定的量，在未來綠證與碳排放權(quán)交易機制的結(jié)合過程中，只要在綠證上標(biāo)注其所對應(yīng)的減排量，明確綠證上記載的減排權(quán)益的歸屬，就可以將綠證與CCER聯(lián)結(jié)起來作為企業(yè)抵扣碳排放的途徑之一，有助于增強政策協(xié)同作用，促進能源轉(zhuǎn)型的高質(zhì)量發(fā)展。
（五）綠證的核發(fā)范圍擴大
目前，我國綠證的核發(fā)范圍僅包括列入可再生能源發(fā)電項目補貼清單以及平價上網(wǎng)和低價上網(wǎng)的陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)（不含分布式），分布式可再生能源項目、海上風(fēng)電、光熱發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、水電項目均未納入核發(fā)綠證范圍。
未來隨著產(chǎn)業(yè)發(fā)展及技術(shù)進步，分布式光伏發(fā)電、海上風(fēng)電、光熱發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等項目將會被納入核發(fā)對象，以體現(xiàn)公平性。
（六）綠證交易二級市場開放
根據(jù)目前的政策，綠證只能交易一次，認(rèn)購人購買綠證后不得再次出售，極大地限制了綠證的流通性，也導(dǎo)致政府機關(guān)、企事業(yè)單位、社會機構(gòu)和個人對綠證交易的熱情不高。
當(dāng)時綠證政策出臺的目的是為了解決可再生能源企業(yè)補貼資金不能及時到位的問題，但目前綠證交易的政策定位已經(jīng)發(fā)生變化，開放二級市場釋放綠證交易潛力將是綠證交易未來的趨勢，但由于二級市場的定價機制、交易方式等會與目前的綠證認(rèn)購機制存在差異，未來有待出臺綠證二級市場的具體交易規(guī)則和交易平臺來保障綠證在二級市場的交易和流通。
六、結(jié)語
綜合來看，雖然綠證制度是我國推動可再生能源發(fā)展的重要激勵政策，但當(dāng)前綠證制度存在的實際價值并未得到充分的體現(xiàn)。因此，在“碳達峰、碳中和”背景下，我國的綠證制度正處于優(yōu)化升級的“十字路口”，亟需對現(xiàn)有綠證制度存在的問題進行深刻反思，并加以完善。從綠證交易的發(fā)展趨勢來看，綠證交易與配額制的結(jié)合更加緊密，未來與碳交易將形成天然的銜接，綠證制度有望在雙碳背景下發(fā)揮其應(yīng)有功效，促進新能源產(chǎn)業(yè)和社會能源轉(zhuǎn)型的發(fā)展。
文中備注：
[1]2020年1月20日，財政部、 國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》（財建〔2020〕4號）明確國家不再發(fā)布可再生能源電價附加目錄，此前，三部委已發(fā)文公布的1-7批目錄內(nèi)項目直接列入電網(wǎng)企業(yè)可再生能源發(fā)電項目補貼清單。因此，綠證核發(fā)對象為列入可再生能源發(fā)電項目補貼清單的陸上風(fēng)電及光伏發(fā)電項目（不含分布式光伏項目）。
[2]《2019風(fēng)電、光伏發(fā)電工作通知》將平價上網(wǎng)的陸地風(fēng)電和光伏項目納入綠證核發(fā)范圍。
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[13]微信公眾號文章“從補貼到綠證——新能源相關(guān)政策變化及境外行業(yè)實踐在中國市場的落地”，載“君合法律評論”，2020年8月11日，https://mp.weixin.qq.com/s/m9JglrfyIJ4YYV5Nne3TiQ。
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