近日，国家发展改革委、财政部、国家能源局发布《关于做好可再次生产的能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再次生产的能源电力消费的通知》。《通知》明确，绿证是我国可再次生产的能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再次生产的能源电力生产、消费的唯一凭证。对生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再次生产的能源发电项目的上网电量，核发可交易绿证；在电力交易机构参加绿色电力交易的，相应绿证由核发机构批量推送至电力交易机构，电力交易机构按交易合同或双边协商约定将绿证随绿色电力一同交易，交易合同中应分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格。

  继2022年11月，发改委发布《关于进一步做好新增可再次生产的能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》中指出生物质发电等不纳入能源消费总量的可再次生产的能源，可再次生产的能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）是可再次生产的能源电力消费的凭证

  近日，国家发展改革委、财政部、国家能源局发布《关于做好可再次生产的能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再次生产的能源电力消费的通知》（以下简称为《通知》）。

  E20研究院固废研究中心行业分析师刘艺璇表示：绿电是可再次生产的能源与碳市场衔接的重要载体。近年来，国家在顶层设计层面不断迭代完善绿电、绿证的制度建设，去年8月《关于进一步做好新增可再次生产的能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》已经释放了“更多的可再次生产的能源发电项目将被核发绿证”的信号，本次政策的推出直击“绿证交易体系缺乏完善、绿证应用领域有待拓展”等问题，万众睢睢的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电项目终被应允正式核发绿证，均可进入绿电市场参与交易。该政策的发布或将在短期内对绿证市场的供需关系形成巨大冲击，风电和光伏独占绿证市场的时代悄然离去。

  值得注意的是，根据绿证认购平台截止2023年8月3日的多个方面数据显示，全国累计核发风电、光伏绿证11927万个，但实际交易数量仅为4175万个，仅达到绿证核发量的35%，现今的绿证交易市场并不活跃。本《通知》意为通过规范绿证核发范围、完善绿证交易体系、做好绿证应用、鼓励绿电消费、强化绿证监管等方式，有效扩展绿证消费需求，进一步激发绿电消费市场活力，对于推动能源绿色低碳转型、营造绿色消费环境、加快形成绿色生产方式和生活方式等角度具备极其重大的现实意义。

  本政策的发布，也可称之为垃圾焚烧发电行业郑重进入绿证交易市场的里程碑。垃圾焚烧发电加入绿证交易市场不仅会加大市场之间的竞争力度，对于焚烧发电项目本身也可带来更加多元的收益潜能，但是实际上绿证对于“国补退坡”的补贴补充作用还有待观察。本次文件放开交易限制，提出“采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式来进行交易”，若参考以往的风电、光伏绿证 “认购价格按照不高于证书对应电量的可再次生产的能源电价附加资金补贴金额由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格”的要求，垃圾焚烧发电项目的绿证约合100~300元/个，价格上的优势较弱。从区域上来看，垃圾焚烧发电项目在燃煤标杆电价相比来说较高地区的补贴金额较低，即绿证价格上限低有助于绿证价格更具优势，然而标杆电价较低的西部地区对于补贴金额的需求较高，即绿证价格的上限较高致使了绿证价格上的优势较小。此外，垃圾焚烧发电的总体量较风电、光伏相比都比较小，若绿证价格能够逼近甚至低于风电绿证，在绿证交易市场逐步活跃后有望获得更高的交易量，才能对垃圾焚烧发电的超额电量的形成价值补充。

  随着可再次生产的能源绿色电力制度的加强完善，绿证核发范围已是更加明确，在我国绿证交易处于自愿认购的背景下，为了强化绿证的交易，短期内，预计政府会通过设置绿证交易指导价格来维持绿证交易市场的平稳运行；长期上，预计政府将会号召央企、国企发挥带头作用，对高耗能企业的绿色用能、可再次生产的能源消纳进行考核，以提振绿证市场需求，确保我国绿证交易体系的加强完善和平稳运行。

  《通知》中明确，绿证是我国可再次生产的能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再次生产的能源电力生产、消费的唯一凭证。可再次生产的能源绿色电力证书，即绿证，是对可再次生产的能源发电项目所发绿色电力颁发的具有独特标识代码的电子证书，是可再次生产的能源电量环境属性的唯一证明，也是认定绿色电力生产、消费的唯一凭证，1个绿证单位对应1000度可再次生产的能源电量。以绿证认定可再次生产的能源的绿色属性，鼓励用户购买绿证体现绿电消费是国际通行做法。

  官方表示，《通知》的印发实施，将有力推动绿证核发、交易全覆盖，进一步为扩大绿电供给、促进绿电消费奠定基础；将有力提升绿证的权威性、唯一性，逐渐增强绿电消费的公信力；将有效拓展绿证应用，扩展绿证消费需求，进一步激发绿电消费市场活力，对于推动能源绿色低碳转型、营造绿色消费环境、加快形成绿色生产方式和生活方式，助力经济社会全面绿色低碳发展具备极其重大的现实意义。

  《通知》在规范绿证核发方面区别品类提出具体实际的要求。对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电等可再次生产的能源发电项目核发可交易绿证，可交易绿证既可以用作可再次生产的能源电力消费凭证，也可通过参与绿证交易和绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。对常规存量水电项目，现阶段暂不核发可交易绿证，相应绿证随电量交易直接无偿划转；对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。可交易绿证核发范围后续可根据可再次生产的能源电力生产消费情况动态调整。

  官方表示，围绕进一步激活绿证交易市场、扩大绿证交易规模，《通知》明确了绿证交易买卖平台、交易方式、交易收益等方面的具体要求：

  （1）拓展绿证交易买卖平台。将绿证交易买卖平台从此前的中国绿色电力证书交易买卖平台，扩展到北京电力交易中心和广州电力交易中心，后续适时拓展至国家认可的其他交易买卖平台。买卖双方可自由选择任一绿证交易买卖平台开展绿证交易。

  （2）明确绿证交易方式。绿证交易包括双边协商、挂牌和集中竞价三种方式，其中，对双边协商交易，由买卖双方自主协商绿证交易数量和价格，并签订一次性划转协议，通过绿证交易平成绿证交割；对挂牌交易，卖方将绿证数量和价格相关信息在绿证交易买卖平台挂牌，买方通过摘牌的方式完成绿证交易；对集中竞价交易，买卖双方通过绿证交易买卖平台在截止时间前申报交易意向信息，以市场出清的方式确定绿证成交数量和价格。

  绿证依托中国绿色电力证书交易买卖平台，以及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易。

  （3）三是明确绿证收益归属。一方面，对不再享受中央财政补贴的项目（包括平价（低价）项目、自愿放弃中央财政补贴、中央财政补贴已到期项目和2023年1月1日及以后新投产的完全市场化常规水电项目），绿证收益归发电企业或项目业主所有，交易方式不限。另一方面，对享受中央财政补贴的项目，依照国家相关规定，属于国家保障性收购的，绿证收益等额冲抵中央财政补贴或归国家所有；属于市场化交易的，绿证收益在中央财政补贴发放时等额扣减。同时，对享受中央财政补贴的项目创造条件尽快采用集中竞价的方式来进行交易。

  此外，为防止绿证炒作，《通知》明确现阶段绿证仅可交易一次，交易完成后各交易买卖平台需实时将有关信息同步至核发机构。

  各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、财政厅（局）、能源局、国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，有关中央企业，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院：

  为贯彻落实党的二十大精神，完善支持绿色发展政策，积极稳妥推进碳达峰碳中和，做好可再次生产的能源绿色电力证书全覆盖工作，促进可再次生产的能源电力消费，保庫可再次生产的能源电力消纳，服务能源安全保供和绿色低碳转型，现就有关事项通知如下。

  深入贯彻党的二十大精神和习“四个革命、一个合作能源安全新战略，落实党中央、国务院决策部署，进一步健全完善可再次生产的能源绿色电力证书（以下简称绿证）制度，明确绿证适合使用的范围，规范绿证核发，健全绿证交易，扩大绿电消费，完善绿证应用，实现绿证对可再次生产的能源电力的全覆盖，进一步发挥绿证在构建可再次生产的能源电力绿色低碳环境价值体系、促进可再次生产的能源开发利用、引导全社会绿色消费等方面的作用，为保障能源安全可靠供应、实现碳达峰碳中和目标、推动经济社会绿色低碳转型和高水平质量的发展提供有力支撑。

  （一）绿证是我国可再次生产的能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再次生产的能源电力生产、消费的唯一凭证。

  （二）国家对合乎条件的可再次生产的能源电量核发绿证，1个绿证单位对应1000千瓦时可再次生产的能源电量。

  （三）绿证作为可再次生产的能源电力消费凭证，用于可再次生产的能源电力消费量核算、可再次生产的能源电力消费认证等，其中：可交易绿证除用作可再次生产的能源电力消费凭证外，还可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。国家发展改革委、国家能源局负责确定核发可交易绿证的范围，并根据可再次生产的能源电力生产消费情况动态调整。

  （四）国家能源局负责绿证相关管理工作。绿证核发原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，与发电企业或项目业主提供数据相核对。绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证。

  （五）对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再次生产的能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。其中：

  对集中式风电（含海上风电）、集中式太阳能发电（含光热发电）项目的上网电量，核发可交易绿证。

  对生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再次生产的能源发电项目的上网电量，核发可交易绿证。

  对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转。对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。

  （六）绿证依托中国绿色电力证书交易买卖平台，以及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易，适时拓展至国家认可的其他交易买卖平台，绿证交易信息应实时同步至核发机构。现阶段可交易绿证仅可交易一次。

  （七）绿证交易采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式来进行。其中，双边协商交易由市场主体双方自主协商绿证交易数量和价格；挂牌交易中绿证数量和价格信息在交易买卖平台发布；集中竞价交易按需适时组织并且开展，按照相关规则明确交易数量和价格。

  （八）对享受中央财政补贴的项目绿证，初期采用双边和挂牌方式为主，创造条件推动尽快采用集中竞价方式来进行交易，绿证收益按相关规定执行。平价（低价）项目、自愿放弃中央财政补贴和中央财政补贴已到期项目，绿证交易方式不限，绿证收益归发电企业或项目业主所有。

  （九）支撑绿色电力交易。在电力交易机构参加绿色电力交易的，相应绿证由核发机构批量推送至电力交易机构，电力交易机构按交易合同或双边协商约定将绿证随绿色电力一同交易，交易合同中应分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格。

  （十）核算可再次生产的能源消费。落实可再次生产的能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制，国家统计局会同国家能源局核定全国和各地区可再次生产的能源电力消费数据。

  （十一）认证绿色电力消费。以绿证作为电力用户绿色电力消费和绿电属性标识认证的唯一凭证，建立基于绿证的绿色电力消费认证标准、制度和标识体系。认证机构通过两年内的绿证开展绿色电力消费认证，时间自电量生产自然月（含）起，认证信息应及时同步至核发机构。

  （十二）衔接碳市场。研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调，更好地发挥制度合力。

  （十三）推动绿证国际互认。我国可再次生产的能源电量原则上只能申领核发国内绿证，在不影响国家自主贡献目标实现的前提下，积极推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。加强绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，提高绿证的国际影响力。

  （十四）深入开展绿证宣传和推广工作，在全社会营造可再次生产的能源电力消费氛围，鼓励社会各用能单位主动承担可再次生产的能源电力消费社会责任。鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业有突出贡献的公司购买绿证、使用绿电，发挥示范带动作用。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。强化高耗能企业绿电消费责任，按要求提升绿电消费水平。支持重点企业、园区、城市等高比例消费绿色电力，打造绿色电力企业、 园区、绿色电力城市。

  （十五）严格防范、严厉查处在绿证核发、交易及绿电交易等过程中的造假行为。加大对电网企业、电力交易机构、电力调度机构的监督管理力度，做好发电企业或项目业主提供数据之间的核对工作。适时组织并且开展绿证有关工作抽查，对抽查发现的造假等行为，采用通报、约谈、取消一定时期内发证及交易等手段督促其整改，重大违规违纪问题按程序移交纪检监察及审计部门。

  （十六）绿证核发机构应依照国家可再次生产的能源发电项目建档立卡赋码规则设计绿证统一编号，制定绿证相关信息的加密、防伪、交互共享等有关技术标准及规范，建设国家绿证核发交易系统，全面做好绿证核发、交易、划转等工作，公开绿证核发、交易信息，做好绿证防伪查验工作，加强绿证、可再次生产的能源消费等数据共享。

  （十七）电网企业、电力交易机构应及时提供绿证核发所需信息，参与制定有关技术标准及规范。发电企业或项目业主应提供项目电量信息或电量结算材料作为核对参考。对于电网企业、电力交易机构不能提供绿证核发所需信息的项目，原则上由发电企业或项目业主提供绿证核发所需信息的材料。

  （十八）各发电企业或项目业主应及时建档立卡。各用能单位、各已建档立卡的发电企业或项目业主应按照绿证核发和交易规则，在国家绿证核发交易系统注册账户，用于绿证核发和交易。省级专用账户由绿证核发机构统一分配，由各省级发改、能源部门统筹管理，用于接受无偿划转的绿证。

  （十九）国家能源局负责制定绿证核发和交易规则，组织并且开展绿证核发和交易，监督管理实施情况，并会同有关部门依据实施情况适时调整完善政策措施，一同推动绿证交易规模和应用场景逐步扩大。国家能源局各派出机构做好辖区内绿证制度实施的监管，及时提出监管意见和建议。

  （二十）《关于试行可再次生产的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）即行废止。