界面新闻记者 ｜ 戴晶晶

“市面上可交易绿证数量是不是要大幅减少了？”“发电企业参与机制电量还能卖绿证吗？”“这部分环境价值收益就没有了？”

随着近日《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(下称136号文)出台，电力市场游戏规则大变。新政对绿证交易的冲击成为新能源发电公司最为关注的问题之一，在不同研讨会上都能听到多方激烈的讨论。

行业的困惑源于136号文提出的，纳入可持续发展价格结算机制的电量(下称机制电量)，不重复获得绿证收益。

136号文在推动新能源全面入市的同时，提出在市场外建立新能源可持续发展价格结算机制，通过“多退少补”的差价结算方式，即当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。

该种差价结算方式参考了英国等国的政府授权差价合约(CfD)模式，相当于给了新能源项目一个“价格锚点”。此举是为了应对新能源价格大幅波动的问题，稳定项目收入预期，为新能源提供入市过渡时期的“缓冲垫”。 

该文件以2025年6月1日作为分界线区分存量及增量项目，新旧项目在纳入机制电价和电量方面有所区分。

绿证是中国可再生能源电量环境属性唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。1张绿证代表1000度的可再生能源发电量或消费量。

绿证可以在特定的交易平台上买卖，允许发电企业出售绿证给其他需要减少碳足迹或履行可再生能源配额的企业或个人，这使得绿证成为可再生能源项目电能量价值以外的收入来源。

按照政策规定，不享受中央财政补贴的可再生能源项目可以全额享有绿证收益；享受国补的项目，绿证收益冲减补贴。

随着2023年1044号文出台，绿证实现对可再生能源电力的全覆盖，绿证供应侧“开闸放水”，核发量大增。截至2025年1月，全国累计核发绿证51.86亿个，其中可交易绿证35.29亿个。

在整体供大于求、以及政策明确绿证两年有效期的背景下，绿证价格大幅走低，但仍能为发电方提供一定收益。

中国绿色电力证书交易平台显示，最近一周，中国绿证成交均价区间为0.26-5.86元/张。

此前，可再生能源项目的电能量市场和绿色价值市场理论上分开推进，绿色环境溢价也被认为是新能源项目入市后获得稳定收益的重要来源。

国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧曾在前几年指出，如果电力市场不考虑绿电绿证价值，只有电能量价值，那么新能源在电力市场拿到的价值可能只有三分之一左右。

如今，136号文中的机制电量与绿证收益形成“互斥”，意味着纳入机制电量的新能源发电量，环境价值部分的收益将被替换。

“ 差价结算是电能量部分，绿证是环境属性部分，应该是两套价格机制，”一位双碳领域专家对界面新闻表示， 但由于机制电价本身具有一定保障收益的性质，136号文的规定也是合理的，英国对于UK REGO(可再生能源证书)和差价合约之间就有不重复获得补贴的表述。

按照可再生能源电力绿证全覆盖的要求，进入机制电量的新能源电量也应被核发绿证，但136号文并未明确该部分绿证的模式和归属。

“关于机制电量的绿证部分到底怎么算，到底是没有，还是不可交易绿证，还是有其他什么方式，现在各种说法都有。”来自发电企业的李望舒告诉界面新闻，这会影响到发电企业能不能做绿电交易。

绿电交易是指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，在交易电力同时提供绿证，有利于发电企业锁定绿电环境溢价、促进新能源电量的消纳。

电力现货市场、中长期市场和辅助服务市场为电力市场的基本功能模块。按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易，将日前及日以内的交易称为电力现货交易。

由于差价结算机制建立在电力市场外，签订绿电交易的电量也能申请进入机制电量，享受市场交易均价与机制电价差额的“多退少补”。但一旦进入机制电量，发电方无法提供绿证后，绿电的吸引力大幅降低，将与火电等电源品种同台竞价签订中长期协议。

李望舒认为，机制电量如果和绿电交易互斥，不利于绿电市场特别是多年期绿电协议的发展和推广。“像江苏去年出的绿电‘三进’工程，也是鼓励绿电交易的。”她说。

从当前的政策表述来看，纳入机制电量部分的绿证，理论上将被分摊到各省的工商业用户。

清华四川能源互联网研究院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪向界面新闻解释了几种可能的模式。

“一是核发发电侧不可交易绿证，限制某些特定场合使用，二是核发可交易绿证，但价格限定为0。”蔡元纪说，三是核发绿证后直接划转到用户侧，按照用户侧对冲机制电量的部分分配，且该模式可能性比较大，将会形成统一的用户侧公用绿证池。

多位业内人士也对界面新闻表示，工商业用户为差价合约买单，支付了系统运行费，理应获取这部分绿证。

136号文要求，对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费。

2023年5月，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，明确工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。

“出于‘谁出钱谁受益’的原则，进入机制电量的绿证免费分配给全体工商业用户，是最大概率解决的办法。”一位电力行业专家对界面新闻指出，如果不将绿证摊到用户侧，用户侧永远少一块电量，也支撑不了绿证作为可再生能源消费唯一凭证的定位。

将纳入机制电量的绿证划归用户侧，相当于在原本的绿证政策上，单独列出了一种特殊情况。

“我个人认为纳入机制电量不重复获得绿证收益不尽合理，存量平价和低价无补贴项目少了这部分收益，虽然现在绿证收益不高，折合每千瓦时三四厘钱，但这一规定相当于仅衔接了既往电价水平和机制电价，绿证收益归属变了。”

在2月18日中国能源研究会双碳产业合作分会和博众智合举办的新能源市场化与负电价问题研讨会上，中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽也表达了对这一规定的质疑。

她指出，2023年以来绿证机制不断完善，从核发到交易到认证到核销的链条闭环，但如果机制电量对应的绿证平摊到全省的工商业用户，徒增各机制间衔接难度和操作复杂性，包括把消纳责任权重落实到更多的重点用能行业，尤其是重点用能企业方面。

蔡元纪也指出，企业实际申领这部分绿证会非常麻烦，目前技术和系统还不支持，可能后续会落实。上文提及电力专家则表示，机制电量部分的绿证可以按月按用电量分配给工商业用户。

“直接摊给用户，在操作上可行性较差，并且非常复杂。一方面，参与机制电量的发电类型很多样，绿证的价格因为发电类型、发电时间、并网运行时间等不同，如果工商业用户在一度电中支付的都是同样的机制电价，那么随机分配绿证的话，必然会造成不公平。”

上文提及的双碳专家指出了另一种可能性，目前差价合约还与消纳责任权重(RPS)挂钩，可以理解为机制电量是为了完成各省RPS任务提供了路径，即这部分电量的消费实际上已经得以完成，作为可再生能源电力消费凭证的绿证已被使用，从实际操作和避免重复使用的角度来看，也可能不会被划入用户手中。

“RPS相当于主管部门代全社会强制消纳了可再生能源电力，意味着参与差价结算的机组，其可再生能源的属性已经被使用和声明了，因为只有确认了可再生能源的属性，才能获得机制电价的支持，因此，这部分证书代表的属性价值在参与机制电量的那一刻已经被用掉了。”

“但用户可能会质疑，支付了系统运行费为何不能获得绿证，所以即使要分配，也应该分配已经被使用核销掉的证书，规避证书的重复使用问题。但当然，这依然很复杂。“该双碳专家补充提到。

136号文要求，2025年6月1日起投产的新能源增量项目，每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。

该专家认为，最可能的情况，纳入机制电量的绿证要么收归省级账户，要么按照补贴绿证的方式处理。

无论绿证究竟去往何方，对于发电方来说，摆在面前的问题就是在机制补偿收入和环境溢价之间的抉择。

李望舒表示，目前各地还没有出台如何制定机制电价和时间期限的文件，如果能签到条件更好的多年绿色电力采购协议(PPA)，可能会考虑不进机制电量。

“根据政策，我估计老的项目至少90%在早期都会进入机制电量，就无法单独卖绿证了。” 中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，这将一举扭转当前绿证的供需关系，市面上可流通的绿证将急剧减少。

这将对出口型企业，以及需要通过购买绿证来完成可再生能源电力消纳责任权重的地区带来影响。

蔡元纪则表示，最新的政策对绿电市场的价格影响有限。

“目前做绿电采购的主要是需求侧引导，通过年度和月度交易，满足RE100、碳核算、能耗指标等各类需求。需求不变的话，绿电交易规模不会缩。”他说，当前绿电绿证还是远远供大于求。

在能耗双控等政策的推动下，2024年，中国绿电绿证交易量创新高。全年绿电交易量2048亿千瓦时，同比增长280.9%；绿证交易量4.46亿个，同比增长3.6倍。

“我们寄希望于各省在制定政策的时候，机制电价内将电能量价格和绿证价格分开，绿电交易和机制电量不互斥，只享受一个绿证价格，这样不仅促进绿电交易，也可以规避掉很多执行上的麻烦。”李望舒称。

时璟丽也直言，机制电价是解决新能源参与市场带来的电能量市场价格预期不稳问题，因此应该对标电能量市场价格，绿证属性应既在场外也应在机制电价之外。

（注：文内采访对象李望舒为化名）