【报告】绿证绿电市场与可再生能源电力消纳的协同研究
在全球能源转型加速的背景下，我国正全力推进“碳达峰、碳中和”战略目标。可再生能源电力的高效消纳，已成为实现这一目标的关键环节。然而，当前我国在可再生能源电力消纳过程中仍面临诸多挑战，包括跨区域资源配置不畅、市场主体参与动力不足、绿色价值核算机制不清晰、环境声明规范缺失等。为此，亟需通过制度创新与政策协同，构建高效、透明、可信的绿色电力市场体系，推动绿电绿证市场与可再生能源消纳的深度融合。
报告指出，可再生能源电力消纳保障机制是现阶段电力低碳转型的必要手段。市场机制作为财政补贴等政策的补充，能够通过“看不见的手”引导资源高效配置，支撑投资成本分摊、并网资源调度和绿色价值回收，是推动新能源发展的“加速器”。要实现这一目标，需从多个维度协同发力。
第一，动态调整消纳责任权重，优化跨区域资源配置。 当前，跨省跨区输送的可再生能源电力在输电端和受电端的核算方法尚不完善，容易导致责任归属不清。报告建议，应研究建立动态核算机制，引入调整因子，将省间中长期交易中的新能源电量合理分配给送电与受电省份，激励输出省份积极输送绿电。同时，对于承担更多电网调度成本的地区，应允许其按一定比例分享相应电量并计入消纳责任核算，从而促进灵活性资源的投资与调度。此外，应增强消纳责任权重与新能源投资预警机制的联动，对未完成非水可再生能源目标的省份加强下一年度项目管理，并探索在县市层面建立消纳责任考核机制，推动源、网、荷协同发展，避免因接入能力不足导致“弃风弃光”。
第二，强化绿证绿电消费需求，压实多元主体责任。 目前，我国主要从终端电力用户切入压实消纳责任。2024年相关政策已明确要求将责任分解至重点用能单位，允许其通过购买绿证绿电抵消超预算的化石能源消费。中长期看，应逐步扩大责任主体范围，将供售电公司纳入考核体系，对工业客户占比较高、具有一定规模的售电公司实施可再生能源消纳比例考核与强制退出机制，激励其开发绿电产品、参与绿电交易。同时，应整合可再生能源消纳制度与节能降碳、碳双控等政策的核算基础，避免因数据来源不同导致重复计算。推动重点用能单位清单、节能审查清单与绿证采购用户形成明确对应关系，并在碳排放核算方法学中明确绿电绿证的认定标准，防止同一证明被多主体使用，增强企业绿色消费动力。
第三，解耦绿色价值的统计与交易机制，厘清核算边界。 当前，绿证核发正在加速覆盖所有符合条件的项目，但省级行政区域间绿证划转与物理电量输送存在重叠风险，可能导致消纳比例的重复核算。报告建议，应尽快实现绿证核发全覆盖，并在此基础上修订消纳制度核算方法。例如，省级消纳比例核算可仅采用物理消纳数据为基础，而绿证交易作为履约的补充途径。同时，应分别加强可再生能源配额制市场（强制性）与自愿性绿色电力市场建设，针对不同主体的采购驱动因素优化机制设计，既保障资源有效消纳，又提升用户绿色竞争力。
第四，规范环境声明，防范重复计算风险。 我国尚未对发电方、使用方、持证方的环境声明进行统一规范，存在企业利用电网出具的能源组成说明进行绿色宣传的风险。相比之下，欧盟明确电力供应商可基于来源担保证书（GO）声明100%可再生能源供应，美国联邦贸易委员会也强调绿证分离销售后不得再声明绿色属性。我国应借鉴国际经验，明确绿证是认定绿电生产与消费的唯一凭证，规范企业绿色声明行为，防止误导消费者，维护市场公信力。
