绿证制度不是完全独立的，反而是牵一发而动全身的，绿证制度仅仅改革供给侧是不够的，还需建立配套机制保障其实施，兼顾保稳定与改到位，即开启绿证制度的“下半场”。

《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（即1044号文件），对绿证的管理、核发、交易、认证全流程作了规范统一，结束了之前绿证制度的“混乱局面”，绿证制度的供给侧改革已经明确方向，绿证制度“上半场”即将走完，以绿证制度需求侧改革为主的绿证制度改革“下半场”亟需登上历史舞台。

绿证制度的“上半场”

1044号文件的发布，是结合可再生能源发展现状与我国能源结构重大调整目标，以供给侧为主对132号文件进行了重大改进。

一是在主体上扩大了绿证的核发范围，对建档立卡的可再生能源发电项目全量核发绿证，实现了可再生能源发电项目的全覆盖，认可了所有可再生能源电力的绿色价值以及其供给可再生能源电力对改善环境所做的贡献。

二是在绿证核发的管理上统一由国家能源局进行负责，包括制定核发与交易规则、组织开展核发和交易以及监督管理实施，防止个别企业、组织颁证的源头性混乱，也避免了地方自行其是，绿证制度的管理更加规范，极大地提高了绿证的权威性与国际认可度。

三是在交易方式上文件对其进行了具体明确，明确了绿证交易可采取双边协商、挂牌与集中竞价等方式进行，并将绿电交易平台扩展至北京、广州电力交易中心以及其他交易平台，可再生发电企业出售绿证更加的方便快捷，交易效率将会得到极大的提高。

四是在认证标志上统一并规范消费可再生能源认证体系，为绿证设计统一编号以及相关信息，明确了以绿证认证绿电环境属性的唯一性，将打破绿证与地方“变种绿证”以及“合同代证”并存局面，有效避免“一电多证”造成绿色环境价值被重复计算风险，进一步增强绿证的权威性和通用性。

仅有绿证制度的“上半场”并不是完整的绿电制度

绿证制度实质上是一种以绿证为标的物的交易制度，在交易中需要供给侧与需求侧共同参与，仅有供给侧参与的交易制度是不完整的，在实际应用中也很难发挥实效，存在以下问题：

绿色价值的需求不是自然形成的。无论是国内绿证还是国外的绿证制度实际上都是一种“政府立租”行为，通过电力用户支付可再生能源的绿色价值承担用能清洁化的成本。目前国内购买绿证动力主要来源于“出口导向”，绿证购买方希望通过为绿色价值付费对产品进行绿色认证以求进入国际市场，相当于国外政府立租了中国企业，其余企业或个人购买绿证完全依靠自愿，几乎没有消费动力来源，造成绿证的需求量相对于供给量而言非常小，绿证的供需无法准确反映环境属性增值。1044号文发布后对所有建档立卡的可再生能源发电项目核发绿证，有效实现了绿证在全国范围内的全覆盖，但同步也会增加绿证的供给量，在没有新需求的情况下，绿证的实际价值尚无法充分体现。

可再生能源不参与市场造成绿色价值的双重收费。我国对可再生能源发电长期采用固定电价制度，带补贴项目只不过是财政出了一部分固定电价而已，不带补贴项目虽然财政没出资金但是改变不了仍然使用固定电价不承担平衡责任、由调节性机组无偿支付平衡责任承担的费用现实。在可再生能源发电的带补贴的固定电价项目中，由国家财务部门批复一部分资金来执行补贴政策，实质上补贴资金的最终来源还是来自消费者，而在固定电价中本身已经包含了足够的收益，对其核发绿证相当于再次向用户收了一次附加基金。在平价的可再生项目中，可再生能源在不参与市场的情况下，实质上还是执行原有的固定电价机制，只不过补贴由调节性电源支付。在固定电价机制下，由于可再生能源发电出力具有波动性与不确定性，系统的平衡责任基本由火电承担，造成火电的利用小时数下降并且煤耗增加，火电成本的上升最终由全体电力用户买单，加上用户为其承担的绿证收益，相当于未参与市场的可再生能源得到了两笔绿色收益，出现该部分绿色价值向用户重复收费现象。

绿证的定价机制没有锚点。绿证制度的推出开启了“市场价+绿证”的可再生能源发展新模式，但是目前绿证交易价格是用第一笔绿证交易的50元一张的绿证价格为作参考值，并且价格参考被沿用至今。在绿证全量进入市场后，加上消费绿证全凭自愿的背景下，没有强制性电价加价作为调控绿证价格的手段，如果绿证价格完全由市场定价，绿证价格就没有准确的参考，很可能会出现绿证价格在短时间内极高或极低的大幅波动，甚至出现绿证价格“失控”的情况，仍然起不到稳定绿证价格的预期作用，进而导致“市场价+绿证”模式不能对可再生能源收益形成稳定的预期，同时国家调控发展可再生能源的速度和质量将无从下手。

绿电交易不应是增加现有可再生发电收益的手段。绿电交易是在电能量基础上进行绿色价值加价，绿色价值加价本应是为了保证可再生企业有能力去支付购买的调节成本。国外绿电交易是通过用户购买电力同时搭售绿证方式进行，在其大部分合同中约定在可再生能源上网点进行交割且平衡责任明确由用户进行承担。与国外不同的是国内的绿电交易进行的号称是“证电合一”的交易，实际上买方用电与卖方发电在同一时段无法对应，发用电的不匹配将会在系统中产生平衡责任，现行绿电交易合同中没有约定平衡责任的承担方，简而言之就是没有承担方，然而平衡责任却不会凭空消失，只能由具备调节能力的调节性电源承担。可再生企业拿到了绿色价值加价收益却没有向火电等调节电源支付平衡费用使得可再生企业“富上加富”，而本就经营困难的火电企业依然在无偿提供平衡服务，出力方与收益方出现不统一现象不符合经济规律，也不利于市场公平。

绿证制度亟需进入“下半场”

绿证制度不是完全独立的，反而是牵一发而动全身的，绿证制度仅仅改革供给侧是不够的，还需建立配套机制保障其实施，兼顾保稳定与改到位，即开启绿证制度的“下半场”。

通过绿证配额制度建立稳定的绿色价值需求。绿水青山是所有人的绿水青山，保护环境、促进能源绿色转型是所有人应尽的责任和义务，建议及时推出与绿证制度配套的可再生能源配额制度，促进全社会共同平等承担能源转型成本，共同为可再生能源的绿色价值付费。“绿证+配额”机制既是国际通行做法，也是推动我国可再生能源高质量发展的有效手段，有了绿证消费配额制度，才能促使电力用户之间公平承担相应的责任和义务，为社会全员消费绿证带来内在动力，调动需求侧消费绿证的积极性；同时合理的配额分配机制，也有助于实现绿证市场的供需平衡，起到稳定市场作用。

通过可再生能源进入市场解决绿色价值双重收费问题。绿证收益从另一方面来说可以认为是为了弥补可再生能源进入市场后的收益损失（即可再生企业向火电等调节型电源支付的调节成本）。绿证市场是全国性的市场，但是可再生能源参与市场还没有在全国范围内铺开，必然出现未参与市场的可再生发电企业未支付调节成本但是获得绿证收益现象，存在可再生发电企业“搭便车”“吃两头”行为，因此要尽快推动全部可再生项目进入市场以解决其绿色价值重复收费问题。同时由于各地可再生项目发展不尽相同，在可再生能源开发不足的地区绿证价格将会超过其入市后的损失，同样在可再生能源开发过多的地方绿证收益将无法补齐其参与市场损失，可通过“补齐”与“补不齐”作为价格杠杆引导各地区可再生项目的开发与投产顺序，以促进可再生项目的合理布局。

建立绿色加价制度。2022年，国内多地为保证用电平衡针对高耗能行业制定了用电加价政策，对其超出合同的用电量进行用电价格加价。绿证制度可以同样参考其加价机制，对于未按时完成绿色消费义务的电力用户收取合理的电价加价作为其用电的绿色加价，一是通过以加价机制中未完成绿色消费义务电价加价为锚点合理的对绿证价格进行调控，防止绿证价格在市场中进行大幅波动，能够起到稳定市场价格的作用。二是通过政府进行监管和监测，对不按时完成绿色消费义务的用户进行处罚，提高电力用户的逃避绿色消费义务成本可以促使所有电力用户按时按量履行义务，保证绿证制度需求侧公平，防止绿证制度在需求侧演变成“一纸空文”，确保绿证制度的有效实施。三是可通过绿色加价制度调控可再生能源发展速度，避免出现可再生能源项目与可再生装备制造的大起大落。

同步进行绿电交易改革。在1044号文进一步明确了绿电交易合同中分别约定绿证与物理电量的价格后，绿电的绿色价值属性已经被以绿证的形式与电能量剥离，绿电交易在实质上已经变成了在同一合同中进行的两种交易，“证电合一”已名存实亡，因此绿电交易应同绿证制度同步进行改革，绿色属性已经纳入绿证管理范畴，其剥离出绿色属性后的电能量部分应与常规电源发电在市场中同台竞争，在交易合同中应明确电力在发电侧上网节点购买，由购买绿电的电力用户或者售电公司承担平衡责任，厘清主体间经济责任，营造公平的市场环境，这才是真正实现了为绿色价值付费。

就像练就绝世武功需要完整修炼武功秘籍的“上篇”与“下篇”一样，建立完整成熟的绿证交易制度既需要绿证制度的“上半场”做外在支持，还需要绿证制度的“下半场”做内在动力。应尽快完善绿证制度的配套机制建设，推动绿证制度“下半场”及早开幕，内外兼修，推动可再生能源发电项目形成“绿证+市场”的价值体系，加快新型能源体系构建，早日实现我国能源结构转型目标。