行业研究 | 绿证衔接节能降碳政策,拓宽应用途径——三部委绿证新政点评

（以下内容从兴业研究《行业研究 | 绿证衔接节能降碳政策,拓宽应用途径——三部委绿证新政点评》研报附件原文摘录）
　　绿证，节能 2024 年 1 月 27 日，国家发改委、统计局、能源局下发《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》。该文件提出非化石能源不纳入能耗总量和强度调控、绿证交易作为可再生能源消费凭证，对应电量纳入各省政府节能考核指标、高耗能企业或将强制消费可再生能源等政策方向，要求各部门加快制度建设，健全绿色电力消费认证和节能降碳管理机制、完善绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制、加强绿证对产品碳足迹管理支撑保障、推动绿证国际互认，着力于拓展绿证应用场景。 我们认为：该文件是对历史文件的继承和深化，着力于推进国内绿证市场发展。明确跨省交易抵扣方式可促使地方政府加快出台相关政策；未来绿证与碳市场衔接，在能耗双控向碳双控转型的当下，有利于拓宽应用场景，刺激绿证需求。 业务机会与风险提示：绿证市场的发展有助于可再生能源项目取得环境收益，但也会导致高耗能行业成本的上升。本次出台的文件属于总结性、纲领性的文件，未来需关注各地陆续出台的执行细则。 事件：三部委出台新政，利好绿证市场发展 2024年1月27日，国家发改委、国家统计局、国家能源局下发《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号） [1] （下简称《通知》）。 《通知》明确：非化石能源不纳入能耗总量和强度调控；绿证交易作为可再生能源消费凭证，对应电量纳入各省政府节能考核指标；高耗能企业或将强制消费可再生能源。 《通知》还要求各部门加快制度建设，健全绿色电力消费认证和节能降碳管理机制、完善绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制、加强绿证对产品碳足迹管理支撑保障、推动绿证国际互认，着力于拓展绿证应用场景。 一、我国绿证制度的沿革 《通知》基本继承了我国绿证制度长期延续的思路，即通过绿证市场化交易体现可再生能源的环境价值，推动可再生能源消费与节能减排目标挂钩，提升可再生能源消纳能力。 我国绿证制度最早于2017年推出。2017年2月，国家发改委、财政局、能源局下发《关于试行可再生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） [2] 。该文件提出在国内建立绿证资源认购机制，在国家可再生能源电价附加资金补助目录内的陆上风电、光伏企业可以向国家可再生能源信息管理中心申请绿色电力证书，用能企业可以购买绿证作为消费绿电的凭证。 2019年5月发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号） [3] 设定了各省可再生能源消纳责任权重，向省级政府施加了考核机制约束，同时明确绿证对应的可再生能源电量等量可作为消纳量计入考核项。2020年1月《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号） [4] 文则再次提出持续扩大绿证市场交易规模，光伏、风电运营企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。 第一版绿证制度施行的效果并不好，其核心原因在于绿证自愿认购，在ESG评级等机制未得到广泛认可的背景下，绿证难以为购买方带来实际的经济效益，而绿证与新能源电价补贴绑定的机制使得这一时期绿证的价格较高，出现了买卖双方交易意愿均较差的情况。 为了提高可再生能源消纳能力，促进绿证市场发展，2022年8月国家发改委下发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（发改运行〔2022〕1258号） [5] 。这一文件是对《“十四五”节能减排综合工作方案》的延续和深化，主要变动有两点： 1.扩大了绿证覆盖范围，该文件将风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电等可再生能源全部计为不纳入能源消费总量的可再生能源，同时提出“绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目”，相当于将绿证覆盖范围由原先的陆上风电、光伏拓展到几乎所有种类的可再生能源； 2.将新增可再生能源消费量与政府考核指标挂钩，“十四五”期间每年较上一年新增的可再生能源电力消费量，在全国和地方能源消费总量考核时可予以扣除。 2023年7月国家发改委下发《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》（发改能源〔2023〕1044号） [6] 再次确认了绿证的覆盖范围包括全国风电（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（2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化项目）、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等。在绿证的应用方面，该文件提出可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制、认证绿色电力消费、衔接碳市场、推动绿证国际互认等手段。 总地来说，从我国绿证相关政策的演变来看，本次发布的《通知》是对历史文件的整体概括，沿袭了绿证作为绿电唯一认证凭证、可冲抵能耗总量和强度控制指标的基本功能。 二、国内绿证市场的建设 我国已初步建立GEC（Green Electricity Certificate）绿证核发和交易体系，达成了RE100有条件互认。2023年起，随着国内可再生能源发电量的快速增长，以及下游用户对绿证需求的增加，国内绿证核发量和交易量大幅度上涨。前7个月即核发绿证5,304万个，交易2,617万个，接近历史累计值。 不过，从比例来看，我国可再生能源电量中获得绿证的仍是少数。就2023年前7个月数据来看，核发的绿证对应530亿kWh电力，而同期仅风光发电量就达到6,440亿kWh，仅有不足10%的风光电量取得绿证，而得到交易的更是低至4.1%。 从价格上看，国内GEC绿证价格仍较高，有出口认证需求的企业会更倾向于I-REC等国际绿证。2024年1月绿证交易均价在15~20元/张，2023年新疆新能源企业累计售出111万张绿证，增收约1,700万元，均价15.3元/张。绿证价格较2022年的40元/张（无补贴绿证）已有大幅下降，但仍高于I-REC风光绿证的6.75元/张。国内绿证市场活跃度较低，也使得其价格波动剧烈，不利于市场发现绿证的真正价值。 另一方面，GEC绿证与RE100标准达成的是有条件互认，该条件为：必须购买可再生能源发电的所有环境权益，且这些权益未被出售、转让和在别处声明。由于国内计算电网平均排放因子时未能剔除绿证所指向的部分电量的影响，在操作中可能存在双重计算的问题。因此，部分出口型企业在购买GEC绿证时，需要承担额外的沟通成本，这也导致这些企业对于参与国内绿证市场的兴趣不大。 三、《通知》的关注点 3.1 绿证跨省交易抵扣方式明确 《通知》指出：“未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量。受端省份通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。” 从我国部分省份的“十四五”能耗双控目标来看，东南经济发达地区任务普遍较重，部分省份存在能耗强度下降进展滞后的问题。2023年下半年，国家发改委环资司就此问题约谈湖北省、陕西省、甘肃省、青海省、浙江省、安徽省、广东省、重庆市等地区节能主管部门负责同志。 [7] [8] 《通知》明确绿证交易跨省协调方式后，或有助于提高绿证市场流动性。过去以绿电为主体进行省间调配，但这一交易方式将可再生能源的绿色价值与能量价值高度绑定，一方面既受到省间输电通道、特高压通道的硬件约束，难以满足东南沿海地区强烈的节能需求；另一方面，当前还存在的地方保护主义促使部分地区对新能源电力跨区跨省交易设限，各地电力市场衔接还不顺畅 [9] 。相较而言，绿证摆脱了电力的物理属性，具备更好的流动性，节能任务较重的省份理论上会有更强的意愿出台一些文件来促成本省企业对外购买绿证，这无疑有利于绿证市场的成长。 3.2 高耗能企业强制消纳制度有望出台 《通知》要求：“鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，合理提高消费比例要求。鼓励相关项目通过购买绿证绿电进行可再生能源消费替代，扩大绿证市场需求。各地区要将可再生能源消纳责任分解到重点用能单位，探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿证绿电进行抵消。支持各类企业特别是外向型企业、行业龙头企业通过购买绿证、使用绿电实现绿色低碳高质量发展。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥带头作用，稳步提升可再生能源消费比例。” 过去绿证市场长期低迷，一个重要的原因在于国内企业没有强烈的购买GEC绿证的动因。一部分外向型企业为了迎合国外市场需求而购买绿证，但这类企业也更愿意购买廉价且认可度更高的I-REC、APX TIGR等绿证。以I-REC为例，该绿证由荷兰机构签发，由于其强大的溯源能力而得到广泛认可。 我国的环境政策正在由传统的“能耗双控”向“碳双控”转型，对于高耗能行业来说，不仅要控制其能耗总量，更需要关注其用能结构。强制高耗能企业消纳绿证，不仅是激活绿证市场的重要手段，也是一种将可再生能源项目环境价格向用能侧疏导的有效方法。 国内已有部分省份出台相关政策，约束用能单位消纳可再生能源。例如甘肃电力市场2024年中长期交易方案明确年内各电力用户与新能源发电企业成交电量占比不得低于其总需求电量的23.2%，这一比例实质为当年甘肃非水可再生能源电力消纳责任权重指标。但目前来看此类政策本质上还是为区域内风光电源寻求直接的消纳渠道，关注点在于“电”而非“绿”。对于用能更多的东南区域，由于本地消纳空间充裕、风光装机占比较低，电力消纳矛盾并不突出，需要政策提振高耗能企业对于“绿色”属性的需求。因此，跨区域流动性更强的绿证交易更加适合此类地区。 值得注意的是，《通知》还鼓励各地政府“通过政府间协议锁定跨省绿证交易规模”，但“不得采取强制性手段向企业简单摊派绿证购买任务”。目前国内能源市场仍然存在一定的区域壁垒，行政手段对于能源市场的干预有其必要性，但也会导致一定程度的价格扭曲。虽然政策从顶层设计的角度上是希望将绿证的供需平衡交予市场自行调节，但在能耗双控向碳双控转型期间，政策的不确定性较高，绿证的价格和跨省跨区流动也有一定可能受到地方政府主动干预。 部分高耗电行业可能最先受到这一政策冲击。海绵钛、电解铝等产业耗电水平较高，如承担绿证消纳指标，可能大幅提高成本。以电解铝为例，其单吨电耗高达13,500kWh，如每度电额外承担0.02元绿色成本，会导致其生产成本上浮270元/吨。 3.3 加强与碳市场衔接 《通知》要求“完善绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制”，“加强绿证对产品碳足迹管理支撑保障”。2023年中央全面深化改革委员会审议通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，我国将逐步建立“碳计量”、“碳定价”、“碳交易”等相关体系，可再生能源也必然逐步与碳市场挂钩。 在碳中和进程中，高耗能企业必将面临愈发收紧的碳排放约束，而绿证则在传统碳市场之外为此类企业提供了一个额外的抵消渠道，这也会刺激碳市场和绿证市场进一步挂钩。 上海市环境交易所提供全国碳排放配额（CEA）和上海市碳排放配额（SHEA）的交易。根据2021年1月到2023年12月之间交易情况，目前每吨CO2排放配额的交易价格已接近70元，且有不断上升的趋势。按照最近一期生态环境部公布的全国电网平均排放因子0.5810吨CO2/MWh计算，相当于每MWh电力承担约40元的碳成本，这一价格高于目前的绿证交易价格。绿证市场与碳市场挂钩，可能会逐步消除这一价差。 绿证与“碳双控”衔接的另一个意义在于更加精确地描述国内不同地区、不同部门的碳排放区别。纳入碳市场的控排企业，在计算外购电力碳排放时，采用的是统一的电网排放因子，并不区分其使用的电力来源。因此，企业自身没有溢价采购绿电的积极性，由此带来的双重计算问题也影响到GEC绿证在国际市场上的认可度。 以生态环境部公布的《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施（2022年修订版）》为例，企业核算外购电力的碳排放时，采用生态环境部发布的电网排放因子，而《关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通知》一文确定全国电网排放因子为0.5810tCO2/MWh。这一数值不但未区分企业外购电力的来源，也模糊了不同地区电力结构的差异。 将绿证这一消费证明引入企业碳排放核算过程，可以更准确地反映企业真实排放水平，实现绿色电力环境属性和碳减排价值的统一。这正是《通知》中“推动建立绿证纳入地方、行业企业、公共机构、重点产品碳排放核算的制度规则，推动研究核算不同应用场景中扣除绿证的修正电网排放因子”所希望达成的目的。 四、业务机会和风险提示 1.关注可再生能源项目的新增盈利机会。随着可再生能源项目建档立卡和绿证核发覆盖范围扩大，更多的可再生能源项目将取得绿证，而下游高耗能可再生能源强制消费机制的形成也有利于可再生能源项目绿色价值变现，为此类项目带来更多经济利益。 2.政策仍存在一定不确定性。《通知》是一个总结性的文件，具体实施需要等待各省执行细则出台，且碳双控体系的建立尚需时日。各地除满足节能考核指标外，还需要考虑避免过度抬升企业运营成本，对当地支柱产业形成冲击。最终落地的政策可能与《通知》存在一定差异。 3.关注高耗能企业成本问题。目前单位产值能耗较高的产业主要集中于原材料端，绿证强制消纳和碳排放控制机制的引入可能导致其成本大幅上升。 注： [1] https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202402/t20240202_1363856.html [2] http://www.nea.gov.cn/2017-02/06/c_136035626.htm [3] http://zfxxgk.nea.gov.cn/auto87/201905/t20190515_3662.htm [4] https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/2020-02/03/content_5474144.htm [5] https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202211/t20221116_1341323.html [6] https://www.ndrc.gov.cn/xwdt/tzgg/202308/t20230803_1359093.html [7] https://www.ndrc.gov.cn/fzggw/jgsj/hzs/sjdt/202310/t20231019_1361344.html [8] https://www.ndrc.gov.cn/fzggw/jgsj/hzs/sjdt/202309/t20230914_1360598.html [9] http://www.nea.gov.cn/2024-01/25/c_1310761975.htm [10] 该价格为当年度生产的风/光I-REC在当月的注销价格 ★ 点击图片购买 “兴业研究系列丛书” ★ 转 载 声 明 转载请联系market-service@cib.com.cn邮箱，我们尽快给予回复。本报告相关内容未经我司书面许可，不得进行引用或转载，否则我司保留追诉权利。 销 售 人 员 盛奕杰 15021275158 shengyijie@cib.com.cn 汤 灏 13501713255 tanghao@cib.com.cn 免 责 声 明 兴业经济研究咨询股份有限公司(CIB Research Co.,Ltd.)(中文简称“兴业研究公司”)提供，本报告中所提供的信息，均根据国际和行业通行准则，并以合法渠道获得，但不保证报告所述信息的准确性及完整性，报告阅读者也不应自认该信息是准确和完整的而加以依赖。 本报告中所提供的信息均反映本报告初次公开发布时的判断，我司有权随时补充、更正和修订有关信息，但不保证及时发布。本报告内容仅供报告阅读者参考，一切商业决策均将由报告阅读者综合各方信息后自行作出，对于本报告所提供的信息导致的任何直接或间接的后果，我司不承担任何责任。 本报告的相关研判是基于研究员本人的知识和倾向所做出的，应视为研究员的个人观点，并不代表所在机构。我司可根据客观情况或不同数据来源或分析而发出其它与本报告所提供信息不一致或表达不同观点的报告。研究员本人自认为秉承了客观中立立场，但对报告中的相关信息表达与我司业务利益存在直接或间接关联不做任何保证，相关风险务请报告阅读者独立做出评估，我司和研究员本人不承担由此可能引起的任何法律责任。 本报告中的信息及表达的观点并不构成任何要约或投资建议，不能作为任何投资研究决策的依据，我司未采取行动以确保此报告中所指的信息适合个别的投资者或任何的个体，我司也不推荐基于本报告采取任何行动。 报告中的任何表述，均应从严格经济学意义上理解，并不含有任何道德、政治偏见或其他偏见，报告阅读者也不应该从这些角度加以解读，我司和研究员本人对任何基于这些偏见角度理解所可能引起的后果不承担任何责任，并保留采取行动保护自身权益的一切权利。 本报告版权仅为我司所有，未经书面许可任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发表。除非是已被公开出版刊物正式刊登，否则，均应被视为非公开的研讨性分析行为。如引用、刊发，需注明出处为“兴业经济研究咨询股份有限公司”，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。 我司对于本免责声明条款具有修改和最终解释权。

点此查看微信公众号原文全部内容>>

大部分微信公众号研报本站已有pdf详细完整版：https://www.wkzk.com/report/（可搜索研报标题关键词或机构名称查询原报告）