界面新闻记者 ｜ 戴晶晶

随着近日《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（下称136号文）出台，电力市场游戏规则迎来大变局。新政对绿证交易的冲击，成为新能源发电公司最为关注的焦点之一，各方在研讨会上对此展开了激烈讨论。

行业的困惑主要源于136号文提出的一项新规定：纳入可持续发展价格结算机制的电量（下称机制电量），将不再重复获得绿证收益。这一变化，直接触及了新能源项目的环境价值收益。

136号文在推动新能源全面入市的同时，提出在市场外建立新能源可持续发展价格结算机制，通过“多退少补”的差价结算方式，稳定项目收入预期，为新能源提供入市过渡时期的“缓冲垫”。该差价结算方式参考了英国等国的政府授权差价合约(CfD)模式。

绿证作为中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。然而，随着136号文的实施，机制电量与绿证收益形成了“互斥”关系，意味着纳入机制电量的新能源发电量，其环境价值部分的收益将被替换。

按照政策规定，不享受中央财政补贴的可再生能源项目可以全额享有绿证收益；享受国补的项目，绿证收益则冲减补贴。但如今，纳入机制电量的新能源电量虽然也应被核发绿证，但136号文并未明确该部分绿证的模式和归属，这引发了业界的广泛关注和讨论。

多位业内专家指出，机制电量如果和绿电交易互斥，将不利于绿电市场特别是多年期绿电协议的发展和推广。同时，关于机制电量的绿证部分到底怎么算，目前也存在多种说法，这直接影响到发电企业能否进行绿电交易。

此外，136号文还要求对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费。这一规定进一步加剧了业界对于绿证归属和使用的困惑。

在2023年绿证机制不断完善的基础上，从核发到交易到认证到核销的链条已经闭环。然而，如果机制电量对应的绿证平摊到全省的工商业用户，将徒增各机制间衔接难度和操作复杂性。因此，如何合理解决机制电量绿证的归属和使用问题，成为当前业界亟待解决的重要课题。

对于发电方来说，如何在机制补偿收入和环境溢价之间进行抉择，也成为他们面临的一大难题。随着政策的逐步落地和实施，业界期待各方能够共同探索出更加合理和有效的解决方案，以促进新能源行业的健康发展和可持续进步。

图片来源：中国绿色电力证书交易平台

（文章来源：界面新闻）