2月2日，国家发改委、国家统计局、国家能源局发布《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）（下称《通知》），进一步完善能耗双控制度，明确绿证在能耗双控制度中的统计核算要求，提出激发绿证消费需求以及规范绿证交易制度的相关举措，提出绿证与碳市场、自愿减排市场、碳足迹等机制的衔接展望。
绿证机制经历了2023年的重大调整之后，受到各界的诸多期待。与此同时，其广泛的政策影响面也决定了不同机制之间需要逐步捋顺。《通知》基本回应了当前关于绿证的讨论热点，能耗双控制度迎来重要调整，绿证机制正在不断完善。
核心观点
1、能耗双控不纳入非化石能源消费，允许通过跨省绿证交易抵扣可再生能源消费量，但不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。
2、绿证核发将提速，绿证市场需求在能耗双控制度和可再生能源消纳责任机制的衔接下有望大量增长，绿证交易规模将扩大。
3、绿证应用场景继续拓宽，与碳排放核算、碳足迹、碳市场、温室气体自愿减排市场将产生联动。新上项目将成为绿证需求主体。
4、绿证认可度有望提升，解决了可再生能源消纳机制下超额消纳量与绿证的重复计算问题，将研究扣除绿证电量的修正电网排放因子。
能耗双控不纳入非化石能源消费，进一步向碳排放双控过渡
《通知》名称虽未提及能耗双控，但其中最重要的内容之一就是对能耗双控制度作出了调整。《通知》提出：在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标。
2022年8月、11月，国家发改委先后发布《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》《关于进一步做好原料用能不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确各地区“十四五”时期新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量考核，原料用能不纳入能源消费总量及能耗强度考核。《通知》在上述两份文件的基础上，作了三点调整：
（1）用非化石能源替代了可再生能源，也就是将核电等也纳入“豁免”范围；
（2）“豁免”范围从新增扩大为全部；
（3）非化石能源不仅不纳入能源消费总量考核，同时也不纳入能耗强度考核。
简言之，今后能耗双控制度将不纳入非化石能源消费量和原料用能。调整后的能耗双控制度控制化石能源消费和碳排放的导向进一步明确，考核更加科学，向碳排放双控转变迈了一大步。
明确可再生能源电力消费量不纳入能耗双控的核算方法
《通知》明确在能耗双控核算中扣除可再生能源电力消费量是以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充来实现。对于跨省交易的可再生能源市场化电量、绿电交易电量以物理电量计量，计入受端省份可再生能源电力消费量；跨省交易的绿证对应电量计入受端省份可再生能源电力消费量，不再计入送端省份可再生能源电力消费量。绿证对应电量生产时间与评价考核年度保持一致。
简言之，今后能耗双控制度下可再生能源电力消费量的计量方式是在国家和省级地区现行可再生能源消费统计制度基础上，增加了跨省绿证交易对应电量的核算规则（计入受端省份，并从送端省份扣除）。即：某省可再生能源电力消费量=消费的本地生产可再生能源电量+通过市场化交易方式购买的省外可再生能源电量+通过绿电交易方式购买的省外可再生能源电量+绿证跨省购买量-绿证跨省出售量。
绿证交易电量扣除政策不会改变全国可再生能源消费量，但它有利于可再生能源电力资源在全国范围内的优化配置，能够应对可再生能源资源、用电需求分布不均衡的现状，并且为地方完成“十四五”能耗强度目标提供了弹性空间。为防止跨省采购绿证政策被滥用，《通知》还规定，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%。该规定将通过跨省购买绿证完成能耗强度考核目标的绿证数量限制在了较小的规模。以全国数据为例，“十四五”时期的能耗下降强度目标为13.5%，设定“十四五”时期年均经济增速为5.5%，测算得出2025年所需节能量的50%占当年能源消费总量的比例在8%左右。
由于我国绿证绿电存在“证电合一”和“证电分离”两种交易方式，为避免可再生能源消费量重复扣除，《通知》规定跨省可再生能源市场化交易和绿色电力交易对应的绿证，以及省级行政区域内交易的绿证不在扣除之列。该规定还将解决当前可再生能源消纳责任机制中超额消纳量和绿证之间存在的重复计算问题。
尽管2023年8月国家发改委等三部委印发的《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）明确绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，但是现阶段只用绿证来认定可再生能源电力消费量的条件仍不成熟，说明可再生能源电力消费统计核算体系还需要逐步健全。
可再生能源一般通过发电的方式利用，也有少部分（2020年为7.4%）通过非电方式利用，比如生物质清洁供暖、生物质天然气、生物质液体燃料、地热能供暖制冷。对于可再生能源非电利用的部分在核算时如何不纳入能耗双控，《通知》未作说明。
绿证市场加速建设
前述1044号文将绿证的核发范围扩大到所有可再生能源，并推动各发电企业或项目业主应及时建档立卡用于核发、交易、划转等工作。2023年12月13日，国家能源局首批核发绿证约1191万个，涉及项目1168个、发电企业755家。中国绿色电力证书交易平台的挂牌信息显示，已经有部分生物质项目、分布式光伏核发了绿证。《通知》提到要加快绿证核发进度，到2024年6月底，全国集中式可再生能源发电项目基本完成建档立卡，分布式项目建档立卡规模进一步提升。
近几年，绿证市场供过于求，绿证价格正逐步下降。2021年第一批平价绿证价格为50元/个。据北京电力交易中心的数据， 2022年绿证交易均价为28.10元/个，2023年交易均价为19.40元/个。中国绿色电力证书交易平台的挂牌信息显示，电量生产时间于2022-2023年的不少绿证挂牌价低至0.5-3元（惊喜之下，笔者一口气买了3张）。同样都代表可再生能源的环境效益，绿电交易的环境溢价却在逐年提高。据北京电力交易中心的数据，2021年为3分/千瓦时，2022年为5分/千瓦时，2023年为6.5分/千瓦时。当前市场主体更加偏向于通过“证电合一”的绿电交易采购可再生能源。伴随着绿证的大量核发，市场需求却未见增长，就导致价格快速走低。
《通知》提出的举措有望为绿证市场创造需求。首先，一定规模的绿证可以作为各省完成能耗双控考核的可选方案。其次，各地区要将可再生能源消纳责任分解到重点用能单位，将激发部分缺口企业的硬需求。从过去两年的实践经验来看，上述两项举措在短期内最值得期待。根据北京电力交易中心的数据，自2022年9月16日至2023年12月18日，北京电力交易中心绿证市场开市以来，累计成交2393.79万张绿证。从购方看，青海和新疆地区分别购买了1312.62万张和227.15万张，分列前两位。其需求源自，青海面临的能耗双控目标压力较大，经过国家发改委同意后采购绿证用以完成考核；新疆则是把可再生能源消纳责任真正落实到了企业主体。除此之外，《通知》还鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理。支持和推动外向型企业、行业龙头企业、中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥带头作用。
在市场机制方面，为支撑绿证跨省交易，《通知》提出建立跨省区绿证交易协调机制和交易市场，并要求各地区不的限制跨省交易。现阶段绿证仅可交易一次，不得通过第三方开展绿证收储和转卖。
电-碳联动更进一步
绿证制度和碳排放核算、碳市场等机制的衔接一直是各界关注的焦点，只有做好了政策之间的衔接，才能够建设完善的绿证市场。《通知》作出了几方面的安排。
一是将绿证纳入固定资产投资项目节能审查、碳排放评价管理机制。鼓励新上项目消费绿证。
二是绿证与碳市场的衔接。在碳排放核算规则中纳入绿证，研究扣除绿证电量的修正电网排放因子，以及与温室气体自愿减排机制的衔接。当前，全国和一些地方开始实行绿电和碳市场衔接的方案，但绿证还需探索。2023年，天津、北京、上海、湖北试点碳市场可以抵扣绿电的间接排放（绿证不可抵扣）。全国碳市场也规定专线直供和自发自用非化石能源电量对应的排放按零计算，绿电交易电量目前只需要报告，排放量暂按照全国平均电网排放因子计算。
三是首次提出绿证对产品碳足迹、碳标签管理的支撑保障。明确绿证在产品碳足迹计算中的一般适用范围和认定方法，产品碳标识认证管理办法中充分考虑绿证因素。当前我国一些行业正面临产品出口的碳足迹要求，比如光伏、电池行业，对于绿证在碳足迹核算中的运用有着现实需要。但目前我国在碳足迹核算标准、碳足迹因子库建设方面还比较薄弱。2023年底，国家发改委等五部委发布的《关于加快建立产品碳足迹管理体系的意见》就提出制定产品碳足迹核算规则标准、加强碳足迹背景数据库建设等重点任务。
四是推动绿证国际互认。RE100对中国绿证有条件认可的原因之一是可再生能源消纳机制下超额消纳量与绿证的重复计算，这一问题在《通知》中已经得到了解决。但是RE100所担忧的绿证和CCER之间环境权益的重复计算问题仍然存在。2024年1月22日，全国温室气体自愿减排交易市场正式启动，目前公布的四个方法学中，光热发电、海上风电两类减排项目与绿证重叠。此外，《通知》提出对业界讨论颇多的修正电网排放因子开展研究，这将避免环境权益的重复计算。