随着各国为了实现碳达峰、碳中和目标而大力发展零排放电源，以风力和太阳能为主的绿色能源在美、欧和中国等主要国家得到迅猛发展。我国业已设定2030年非化石原料发电量占比达到40%的目标，风力和太阳能装机容量是目前装机容量的2倍。伴随着绿能装机容量的大幅增长，如何保障其消纳及收益也成为当前以及未来一段时间内亟待破解的难题。一方面风光等绿能发电的间歇性和不可预测性给电网的安全运行带来了极大的挑战，也抬高了电力系统的运营成本，对新型能源体系下电力系统的运行方式提出了新的考验。另一方面绿能的低可变成本和高装机成本造成传统现货市场价格波动加剧，会出现更多的极端高（低）价格并增加容量定价机制的难度，也增加了电力现货市场设计的难度。与此同时，尽管绿能自身的平均成本在一些地方可能已经低于传统电源，但如果考虑其外部性成本（比如电网建设和电力平衡成本），绿能经济性尚不如人意，大规模发展绿能将会升高整个电力系统运营成本，从而大幅推高用户侧用电成本。要系统性地解决电力系统“不可能三角”（安全稳定、价格低廉和清洁低碳）问题还任重道远。

为了促进可再生能源快速发展，我国中央和地方政府此前一直对风光发电通过“保量保价”政策进行保障性收购，但风光装机容量快速增长带来的财政补贴压力和系统运营成本（目前由传统电源无偿承担）也成了市场建设过程中迫切需要解决的问题。随着电力市场建设的加快和绿能在部分区域内占比快速提升，风光也逐步参与了中长期、现货市场交易，承担了部分市场风险。2020年全国风光参与电力市场化比例约25%，2021年提高至27%，2022年达到37%，在绿能占比较高省份和地区（比如甘肃和蒙西），多数新能源场站都参与了现货市场，蒙西除扶贫项目等全部参加了现货市场。而为保障风光整体收益，在电能量交易市场之外，绿能的绿色环境属性相关制度逐步配套建立，绿证、绿电交易也逐渐走入大众视野。

绿色能源环境价值和环境属性的价格决定因素

绿能的定义在世界范围内并不完全相同。国际上大多数地方仅仅将风、光、小水电和生物质归类为绿能，还有部分地方（比如欧洲和加拿大）将核能和大中型水电也归为绿能。但如果从温室气体排放的角度讲，它们都是低排放的“绿色电源”。

绿能的环境价值在于其替代煤/气电而减少了温室气体和其他有害气体的排放，避免了由此造成的社会经济损失。但是，要测定绿能的实际环境价值是相当困难的，因为环境价值的实现有赖于绿能出力时所取代的传统电源种类，也有赖于绿能本身采用的技术。这种替代关系可能随时间和地理位置不同而不同，也与各地收入水平、环境政策和电源结构有关。例如，在弃风弃光严重的地方（电力系统实际消纳绿能的总量受限），从某一增量绿能项目发出的每千瓦时电能取代的只是另外等量绿能，此时替代的绿能就没有新增的环境价值。当然，如果绿能取代的是传统煤电，那么绿能价值就是减少的煤电排放的温室气体所造成的社会经济损失。

环境属性价格的决定因素是人为定义的。由于绿能替代的发电资源随时间和地理位置不同而不同，而各地可能因为生活水平不同而对环境要求也不一样，其环境价值本质上体现的是当地为环境改善而愿意支付的费用。代表绿能消纳的绿证也因此随具体情况不同而有不同的价值。为了提高绿能环境价值属性的流动性，目前世界范围内大部分绿能的标的物通常都是在某一段时间（比如一年）的新能源电量，其交易价格并没有追求完全反映该地绿能因为替代其他电源而产生的环境价值，由此换取的是绿证可以大范围流通。这种次优的设计自然无法产生最优的结果，导致一些地方绿证价格高于实际环境价值，而在另外一些地方，绿证价格则低于实际环境价值。

绿证的定价机制必须有足够的颗粒度。正是因为绿证的环境价值依时间、位置和发电技术不同而不同，在保证流动性的前提下，应尽量细化绿证的细节信息。例如在阻塞严重的情况下，在严重依赖煤电的地方，过大范围统一的绿证价格很可能大大低于绿能在某些地区的实际环境价值，也可能会造成某些地区绿色能源投资的不足。

当然，在实际交易中，绿证的成交价格受许多因素影响，包括能量市场价格（含容量收入等）、社会经济承受水平、绿能标准、绿证市场设计等等。在充分竞争的条件下，绿能公司的主要收入分为两个部分：能量市场收入和绿证收入。如果能源市场收入足以支付其投资收入，绿证收入便变得无关紧要，绿证成交价格可能就会很低。正是因为绿证价格与现货市场价格紧密相关，现货市场价格的大波动性也会反映到绿证的成交价格，这也是美国绿证价格大幅波动的原因之一。

北美的绿证制度和演进历史

北美的绿证制度已经出现近30年，出现了多类型的绿证和多种交易方式，但仍然无法称之为成熟，还存在着一些问题。

（一）绿证制度的起源与发展

90年代中期，美国加利福尼亚州在讨论可再生能源标准时，部分市场参与主体便提出将环境属性从电能分离开来的绿证概念，并推出“绿票”在Automated Power Exchange（APX）的绿票市场中交易。随着绿证机制在美国的成功施行，世界各主要国家也开始接受并推广绿证的交易。目前，全球主要绿证机制有北美的RECs，欧洲的Guarantees of Origin (GOs), 以及以亚洲和拉美为主的 I-RECs 等等。全球绿证规模在2020年大约是93亿美元，估计到2030年达到1032亿美元，增长10倍以上。

需要说明的是，绿证并不是唯一支撑可再生能源发展的方式。与美国不同，加拿大的电力系统规划和新能源政策由各省负责，在电力市场开放的安大略省和阿尔伯塔省，绿能的开发主要是政府授权电力市场运营机构（安大略省的IESO或阿尔伯塔省的AESO）通过公开招标等方式统一规划和购买，成交价格则有赖于竞争程度及当地税收水平等，绿能参与电力现货市场形成的损益由全体用户分享或分摊，（隐藏的）环境价值由全体用户共享。安大略省的IESO在2023年通过M-RETS平台（Midwest Renewable Energy Tracking System）开始运营清洁能源证书的交易（Clean Energy Certificates或CECs）。与美国的RECs只包括太阳能和风能不同，IESO的CECs也包括水电和核电，安大略政府预估每年有大约1300亿千瓦时的CECs可供出售。绿能发电方从电力现货市场赚取部分收入，不足部分则由IESO或AESO按政府授权合同价补足，与绿能有关的所有费用由IESO或AESO从终端电力用户收取。

（二）绿证的种类和交易形式

如前所述，绿能的环境价值有赖于绿能本身的技术特性和所替代的电源。北美的许多地方对不同的绿能发电技术和其他特性设定了不同的绿证，比如太阳能、风能、配电网绿证、小水电、大水电、竞争性购买绿证等等。细分绿证可能是监管当局强制性的要求，也可以满足不同用户不同的偏好。

绿证和电能既可以捆绑出售（即“证电合一”），也可以单独交易（即“证电分离”）。捆绑出售有私有公司的购电合同（比如亚马逊和苹果公司的购电合同）、地方供电和售电公司的购电合同、政府授权合同等。“证电合一”受到电网运行物理约束，适用于地方性的可再生能源（尽可能小的地理范围就近消纳），其基本特征是在绿能出力的同时，电能和绿证也同时转交到买方。“证电合一”的绿证交易主要为强制性市场，服务于当地强制性可再生能源标准。与“证电合一”不同，“证电分离”完全忽略电网阻塞，为绿证管理资源缺乏而又有环保意愿的公司和个人提供了一个有效的购买和避险途径。“证电分离”的绿证交易主要为自愿性市场。

美国可再生能源绿证、交易、合同，2020年美国强制性绿证市场规模达到3500亿千瓦时，而自愿性市场的绿证的交易量为1920亿千瓦时。

（三）绿证价格

绿证的价格随产地、种类、市场架构和供需情况等不同而有很大的差异，且随时间变化波动很大。以美国强制性的绿证为例，在过去十年中，非太阳能绿证的价格一直介于1~50美元/兆瓦时之间（目前纽约州绿证大约30美元/兆瓦时 )，而太阳能绿证则在150~680美元/兆瓦时之间。自愿性市场的绿证价格通常远远低于强制性市场的绿证价格。美国的自愿性绿证在1~10美元/兆瓦时之间波动。自愿性市场中“证电分离”的绿证价格甚至更低，据美国环保署计算，2019年的平均价格只有区区的0.85美元/兆瓦时。

（四）北美绿证制度存在的主要问题

美国和加拿大都是联邦制国家，绿能政策主要由各州或省制定和执行。因为各地有不同的资源禀赋和电网发展历程，电源组合差异很大。再加上经常性的政党轮替，各地的能源政策差异很大，而且也往往变化频繁。这就导致了获得绿证的电源资格可能差异很大，在自愿性市场中流通的绿证经常有“同价不同质”或“同质不同价”的问题。比如加拿大的绿证主要反映的是绿能替代天然气机组的环境价值，而美国的是绿能替代煤、气机组的环境价值，两国绿证市场一体化便产生了“同价不同质”的问题。

另一个主要问题是绿证基本上忽略环境改善所要求的添加性（Additionality）。也就是说，销售的绿证可能来自于现有的低排放电源，并不会替代现存传统电源。如果绿证没有绿能对传统电源的替代作用，对环境改善就没有帮助。

我国可再生能源政策和绿证的发展

2020年，我国可再生能源装机容量5.34亿千瓦，主要以光伏、陆风为主，2030年预计可达12亿千瓦以上。为推动我国可再生能源发展，提高全社会消费绿色电能意识，我国在绿证、绿电交易两方面均进行了积极的探索。绿证是“证电分离”的产物，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证，任何单位和个人都可以从政府指定的网站购买。与之相对应的是绿电，是绿色价值与其电能量一同捆绑进行交易，即所谓的“证电合一”。

（一）我国绿证、绿电制度的起源和发展历程

我国全国性的绿证核发和自愿认购始于2017年，并于2019年明确了风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目可以通过出售绿证获得额外收益。随后，可再生能源发电补贴清单范围的项目所发电量超过全生命周期补贴电量部分以及超出规定并网运行年限所发电量部分，均准许核发交易绿证。