2023年8月3日，国家发展改革委、财政部、国家能源局三部门发布《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》（以下简称“《通知》”），旨在明确可再生能源绿色电力证书(简称“绿证”)适用范围，规范绿证核发，健全绿证交易，扩大绿电消费，完善绿证应用，实现绿证对可再生能源电力的全覆盖，进一步发挥绿证在构建可再生能源电力绿色低碳环境价值体系、促进可再生能源开发利用、引导全社会绿色消费等方面的作用。同时北京、上海、天津三个地方试点碳市场，也于2023年首次认可重点排放企业外购绿电的零排放属性，进一步促进了绿电市场逐步衔接碳市场，形成碳电联动，构建多维度立体的绿色减排机制，从顶层设计上促进经济社会全面实现低碳发展转型。
《通知》快速推动可再生能源绿色电力证书全覆盖
绿证是对可再生能源发电项目所发绿色电力颁发的具有独特标识代码的电子证书，是可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定绿色电力生产、消费的唯一凭证。
《通知》文件中提出，从三个角度实现绿证全覆盖：
首先，拓展绿证核发范围。将绿证核发范围从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展到所有已建档立卡的可再生能源发电项目，即对全国风电（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、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。
其次，区别品类提出具体要求。对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电等可再生能源发电项目核发可交易绿证，可交易绿证既可以用作可再生能源电力消费凭证，也可通过参与绿证交易和绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。
最后，明确核发信息来源。绿证核发原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，同时通过发电企业或项目业主提供的数据进行校核。对自发自用等电网企业、电力交易机构无法提供电量信息的情况，由相应发电企业或项目业主提供绿证核发所需信息。
《通知》的印发实施，将有力推动可再生能源绿证核发、交易全覆盖，进一步为扩大绿电供给、促进绿电消费奠定基础；将有力提升绿证的权威性、唯一性，进一步增强绿电消费的公信力；将有效拓展绿证应用，扩展绿证消费需求，进一步激发绿电消费市场活力，对于推动能源绿色低碳转型、营造绿色消费环境、加快形成绿色生产方式和生活方式，助力经济社会全面绿色低碳发展具有重要的现实意义。
新政下绿电的发展现状与未来展望
1.可再生能源绿电发展现状
2022年，我国新能源行业市场规模达到1.8万亿元，同比增长18.2%。其中，太阳能市场规模6000亿元，同比增长20%；风电市场规模4500亿元，同比增长15.6%；动力电池市场规模4300亿元，同比增长187%；生物质能市场规模3000亿元，同比增长15%；地热能市场规模200亿元，同比增长10%；海洋能市场规模100亿元，同比增长25%。
2022年，全年可再生能源新增装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体。其中，风电新增3763万千瓦、太阳能发电新增8741万千瓦、生物质发电新增334万千瓦、常规水电新增1507万千瓦、抽水蓄能新增880万千瓦。截至2022年底，可再生能源装机达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，较2021年提高2.5%。其中，风电3.65亿千瓦、太阳能发电3.93亿千瓦、生物质发电0.41亿千瓦、常规水电3.68亿千瓦、抽水蓄能0.45亿千瓦。
2022年，我国可再生能源发电量达到2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%，同比提高1.7%。其中，风电和光伏发电量突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，较2021年增加2073亿千瓦时，同比增长21%。可再生能源正处在飞速发展的黄金时期。
2022年，我国可再生能源保持全球领先地位。我国生产的光伏组件、风力发电机、齿轮箱等关键零部件占全球市场份额70%。同时，我国可再生能源发展为全球减排作出积极贡献，2022年我国可再生能源发电量相当于减少国内二氧化碳排放约22.6亿吨，出口的风电光伏产品为其他国家减排二氧化碳约5.73亿吨，合计减排28.3亿吨，约占全球同期可再生能源折算碳减排量的41%。
目前，我国绿证核发与交易已经进入了快速增长通道，相信在今年绿证新政的基础上，绿证市场还将迎来新一轮爆发式增长。2022年，全年核发绿证2060万个（1个绿证对应1000度可再生能源电量），对应电量206亿千瓦时，同比增长135%；交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，同比增长15.8倍。截至2022年底，全国累计核发绿证约5954万个，累计交易数量1031万个。
2.可再生能源绿电未来展望
2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，也是推动可再生能源高质量发展的关键之年。我国未来将进一步完善可再生能源政策体系，加快推进风电光伏基地建设，加强水电抽水蓄能建设，推动可再生能源制氢发展，完善可再生能源绿色电力证书制度，促进可再生能源市场化交易和消纳利用，提升可再生能源技术创新和产业竞争力，为实现新型电力系统建设和碳达峰、碳中和目标做出积极贡献。具体来看，有以下几个方面的发展趋势：
首先，风电光伏将继续保持快速增长势头。根据国家发改委和国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》，到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到30%左右。预计到2025年，我国风电装机将达到4.8亿千瓦以上，太阳能发电装机将达到4.6亿千瓦以上。
其次，水电抽水蓄能将成为调峰调频的重要手段。预计到2025年，我国常规水电装机将达到4.2亿千瓦以上，抽水蓄能装机将达到1.2亿千瓦以上。
最后，可再生能源市场化交易和消纳利用将进一步优化。根据2022年《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，到2025年，我国将进一步优化可再生能源市场化交易机制，完善可再生能源发电价格形成机制，推动可再生能源参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等多层次电力市场交易。同时，将进一步优化可再生能源消纳利用机制，完善可再生能源调度运行规则，推动可再生能源参与需求响应、储能互补、跨区域输送等多种方式消纳利用。
未来我国的可再生能源将持续保持高速增长的态势，因此绿证将成为盘活整个绿电消费市场的重要一环。《通知》中提及的完善可再生能源绿证制度，扩大绿证核发和交易范围，拓展绿证交易平台，推动绿证核发全覆盖，做好与碳市场的衔接，都是未来助力我国推广可再生能源应用，促进经济社会节能降碳，最终实现绿色转型的重要抓手。
绿证全覆盖对行业减排和碳市场的影响
《通知》的绿证新政内容确保了可再生能源绿色电力证书的审核、发证、消纳的范围从原先的陆上风电光伏向全领域扩展，确保了可再生能源发电的环境权益属性认证的唯一性，避免了后续绿证环境权益属性的重复计算，加强了可再生能源绿证的环境权益属性认可权威性，确保了后续在碳市场等其他涉及环境权益计算的交易市场中的流通性，最终达成增强绿电消费的公信力，培育绿证交易市场，构建绿色电力消费体系，推动绿证与国际接轨的绿色发展目标。而绿证对于化工行业的影响与机遇可以从三个方面进行阐述。
1.绿证对于化工行业产业化发展影响
绿证新政将促进化工行业提高可再生能源电力的使用比例，从而降低化工产品的碳足迹，提升化工产品的绿色竞争力。因此，化工行业会更加倾向于发展电气化水平更高的产品来获取这部分环境权益，以提高盈利能力。这将增加诸如氯碱等高电气化化工产品的环境权益收益，有望提高部分化工企业的投资回报率，改变化工行业目前的产业格局。
2.绿证对于化工行业减排手段影响
绿证的交易将为化工行业提供一种灵活的减排手段，使得化工企业可以通过购买绿证来满足碳排放限制或者碳市场的要求，而不必直接投资可再生能源电力项目或者改变自身的生产过程。这样，化工企业可以根据自身的实际情况，选择最适合自己的减排策略，通过节能减排技改，尽可能调整能源结构，进而降低减排成本，提高减排效率。
3.绿证对于化工行业电气化路径影响
绿证的交易将为化工行业提供一种激励机制，鼓励化工企业加快电气化路径的转变，从传统的燃料驱动转向可再生能源电力驱动。这样，化工企业可以减少对石油、天然气等化石能源的依赖，降低能源安全风险。同时，也可以减少温室气体和其他污染物的排放，提高环境质量。
根据上述分析，绿证全覆盖新政对化工行业减排和全国碳市场的影响主要有利于化工行业产业结构优化，促进高附加值、低碳排放的新型化工产品的开发和应用；有助于化工行业实现碳中和目标，提高碳排放效率和碳资产管理水平；促进化工行业加快电气化进程，降低能源消耗和污染物排放。尽管绿证新政对于化工减排是很大的机遇，但同时也带来了不小的挑战。
绿证对接碳市场对于化工行业挑战与建议
目前绿证与碳市场之间虽然还没有形成强有力的连接，但是随着碳电联动的不断深入，绿证乃至绿电对于化工行业通过碳市场实现降碳减排的影响会越来越强。而化工行业想要积极地应对这种变化，目前首先要面对两大挑战。
1.绿证与绿电购买困难
根据国家能源局发布的数据，从2017年绿证交易开启截至2023年3月30日，国内累计核发绿证7230万个，交易1740万个，仅占比24%。造成这种局面的原因有以下几种：
首先，绿证及绿电交易机制有待进一步优化。当前交易市场给供需双方提供了一个信息对称的市场化平台，新能源企业与电力用户协商形成最终交易电价。但部分终端用户提出的绿电价格难以达到新能源企业的预期，导致绿电供需双方交易电价错配，交易时间长，交易成本高。同时，电网仍需全力保障新能源消纳，但在履行消纳责任的同时，有一部分可再生能源电力的消纳成本需要由消费者来分担。如何平衡这种收支结构变化，达到既有力支撑上游可再生能源电力项目投资开发，又稳固保持下游可再生能源电力消费活力，亟需在机制上进一步优化。
其次，我国电力市场供需双方不平衡，跨区域绿电交易难题亟待破解。我国“三北”地区风、光资源丰富，其中内蒙古、甘肃等部分省（区）清洁电力占比超过35%，而本地产业发展电力消费需求小，绿电消纳能力不足。相反，我国东南部地区是经济发达和人口密集区，需要大量电力支撑，同时绿电刚性需求强烈。我国东南部地区与“三北”地区之间的电力供需错配问题亟待通过更好的跨区域交易机制来解决。
对于行业面临的这些困难，建议大型集团尽可能地发挥企业集群的议价能力优势与统一调配的流转优势，构建由集团牵头谈判购买，下属企业间统一调配的方式来最大化地减少绿证的价格错配及电力供需错配问题，尽可能地满足下属企业的绿证需求，以促进集团进一步降低碳排放水平。
2.电气化技术存在难度
中国中化低碳发展研究中心的研究表明，目前我国化工行业企业的电气化水平基本在10%~20%，相较于国际上先进化工企业30%左右的电气化水平还存在一定差距。对于重点排放的化工行业来说，如果意图借势碳电联动与绿电新政的东风进一步降低行业的碳排放水平，那么提高化工行业的电气化水平，增加可再生能源的消纳水平势在必行。但是，目前我国化工行业的电气化技术相对不太成熟，因其复杂的工艺环节，工艺技术中很难实现生产环节的电气化，多数电气化技术基本都是集中在锅炉与热泵技术上。即使在锅炉与热泵技术领域，电锅炉目前也基本无法支撑40t/h以上的蒸汽供给，无法满足化工企业大规模生产中对蒸汽的需求；同时热泵技术难以支撑400℃以上的工作条件，对于多数化工生产环境来讲也无法提供合格的蒸汽。
对于行业面临的这些问题，建议化工行业企业加大对于化工行业电气化技术的研究，与国际先进企业加强交流，提高先进电气化技术的应用比例。同时，加强与国内电力行业的合作，推动电力行业与化工行业的耦合，加强化工企业电气化技术的应用水平。
总之，在当前全球应对气候变化挑战的背景下，绿证新政为绿电纳入全国碳市场提供了一个重大机遇，促进了碳电联动，加强了各行业对于可再生能源的消纳。化工行业企业可抓住机遇，推进调整产业布局，优化节能减排手段，跟进并储备电气化相关工艺、节能与低碳技术。抓住碳电联动的历史机遇，积极探索适合自身特点与条件的电气化路径与降碳模式。建议发挥企业集群的议价能力与统一调配的流转优势，由集团牵头统一协调购买绿电，提高电气化水平，积极应对挑战。