近日，河南省发展改革委印发《河南省绿证绿电交易工作细则（试行）》（以下简称《工作细则》），明确了省内生产的风电、太阳能发电等可再生能源发电项目电量对应绿证的核发及相关管理工作。

《工作细则》明确，电网企业、电力交易机构应在归集和报送电量数据时，标注绿证对应电量是否纳入可持续发展价格结算机制，并对电量信息准确性负责。执行机制电价电量对应的绿证参与交易所获得的收益，按照国家有关规定执行。

“这主要是为了避免重复计算。”中国新能源电力投融资联盟秘书长‌彭澎告诉记者，如果一家企业购买的绿证已经纳入可持续发展价格结算机制了，那么其就不能再单独出售这部分绿证或者通过其他方式获取绿证收益了。

为什么要建立新能源可持续发展价格结算机制？

今年年初，为充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新能源上网电量全面进入市场，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》（发改价格【2025】136号，以下简称136号文）。

136号文提出，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。目前，机制电价通过市场化竞价方式形成。

为什么要建立新能源可持续发展价格结算机制？

最主要的原因是，新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间。全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源电力实际可获得的收入可能出现大幅波动的情况，不利于新能源行业的可持续发展。

新疆维吾尔自治区博尔塔拉蒙古自治州发展改革委曾刊文指出，今年6月后，并网发电项目将全面参与市场化竞价，光伏午间出力高峰时段电价可能降至0.1元/千瓦时以下，这将使发电行业资本金收益率从8%降至3%，逼近金融机构风险警戒线。

为解决这个问题，相关部委提出在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量电价进行“多退少补”。

山东省临沂市蒙阴县发改局刊文指出，通过这种差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。从国外情况看，新能源发展较好的国家通常采取类似做法。

腾讯IDC首席能源电力专家牛凯告诉记者：“一直以来，新能源电价还没有完全采取市场化的方式，由‘火电电价+环境溢价’组成。基于新能源技术进步带来的发电成本下降和并网容量的快速提高，同时为实现建设全国统一电力大市场的目标，所以才制定了基于差价合约的机制电价。机制电价是在国家推动新能源全面参与市场交易、落实地方政府可再生能源消纳责任权重目标的背景下，为保障新能源项目合理收益、平稳过渡而设计的一项阶段性支持政策。对于新能源电价来说，既不能一下子放开，完全由市场决定，也不能为新能源电价提供过多保护，所以采取了这样一种形式，来促进行业高质量发展。”

中国新能源电力投融资联盟秘书长‌彭澎告诉记者：“目前，在现货市场上，风电和光伏发电的现货价格有时会出现过低的情况，甚至严重低于成本线，所以在现货市场的基础上，要通过机制电价进行差额补足。这也是市场化的一种体现。如果将来新能源电力的市场化价格高于机制电价的话，也将会向系统内退回超额的这部分利润。国外也会对市场化电价进行适当的干预，比如当一度电的价格涨到一二十元钱时，政府也会采取限价等措施进行调整。”

机制电价和绿证收益只能二选一

绿证涉及的环境属性重复计算问题一直以来被业界广泛关注。

《工作细则》提出，电网企业、电力交易机构应在归集和报送电量数据时，标注绿证对应电量是否纳入可持续发展价格结算机制，也是出于规避重复获益的考虑。

136号文明确提出，强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。

也就是说，机制电价和绿证收益只能二选一。

国浩律师事务所的专业人士举例说，广东省2025年综合绿电收入为392.35元/MWh，其中电能量均价为386.58元/MWh，绿证均价为5.77元/张。在136号文要求的机制电价与绿证收益择一适用情况下，对纳入机制电价的部分，发电企业不得再结算绿证收益。

因此，专业人士提醒，参与新能源交易的企业或机构需综合考虑将绿证对应电量纳入新能源可持续发展价格结算机制和可通过其他方式获取的绿证收益，再做出相关决策。