张 宇

(中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，长春 130021)

0 引 言

2017年2月，绿证交易制度正式实行[1]；2021年7月，全国碳排放交易市场正式启动；同年9月，绿电交易试点投入使用。至此，在“力争于2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的战略部署下，中国新能源电力领域已经形成了绿证交易机制、国家核证自愿减排量(chinese certified emission reduction，CCER)交易机制、绿电交易机制三种机制并行的格局[2]。三种交易机制本身都是应对气候变化，落实“双碳政策”的市场手段，其在规则上彼此独立，却又在政策目标、实施范围等方面相互关联。

1 绿证交易机制

1.1 交易机制主体

绿证，即绿色电力证书，是国家对非水可再生能源企业所生产的每一度绿色电力颁发的电子凭证，具有唯一的代码标识。绿证是用电企业、政府单位、个人等具有主动减排意愿的单位消费绿色电力的重要凭证。符合绿证签发的企业，依据国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的要求，经由平台进行认证。

绿证交易采取自愿认购的市场交易模式，对于国家可再生能源电价附加资金补助目录内的陆上风电和光伏发电项目，规定其产生的每一度非水可再生电量，经认证后为一个绿证，即可作为绿色电力进行消费。

1.2 交易机制目的

减小可再生能源电价附加补贴缺口，力求进一步促进可再生清洁能源发展，引导绿色电力消费观，提升消纳水平，是中国实施绿证制度的主要目的。

绿证制度实施前，新能源电价补贴资金通过可再生能源电价附加补贴提供，而降低发电成本则需要经由市场竞争性手段、产业技术升级等措施逐步解决。为鼓励新能源发电企业通过进行绿证交易获取额外资金收益，可将出售绿证的收益替代补贴资金，从而减少可再生能源补贴，缓解财政压力，降低财务成本。与可再生能源消纳责任配额制相结合，绿证交易可作为企业完成消纳配额的替代性手段之一[3-4]。实行绿证交易及相关政策不仅可以减轻政府补贴压力，缓解发电企业财务困境，促进清洁能源消纳，助力实现政府可再生能源发展目标，促进可再生能源企业之间的竞争，降低发电成本，而且还有助于消除新能源消纳利用的省间壁垒，减少弃风、弃光等现象。

1.3 存在问题

从核发、挂牌、交易情况来看，目前中国绿证交易市场呈现挂牌率、交易率双低的现象。绿证的实施一定程度上缓解了新能源发电企业的补贴拖欠问题，但由于绿证交易不具有强制性，处于自愿认购阶段的绿证交易并不频繁，低市场成交量致使绿证交易尚处于有量无市的静默阶段，无法为新能源电力企业提供显著收益。此外，绿证虽然具备了清洁、零碳的属性，但并不具备碳的产权。

2 CCER交易机制

2.1 交易机制主体

CCER,即国家核证自愿减排量，是指经国家备案登记的新能源发电等项目的温室气体自愿减排效果的量化核证。

《碳排放权交易管理办法(试行)》中规定，“重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%”，即明确了可再生能源项目可以申请成为CCER项目，作为全国碳排放权交易市场中的补充机制，抵销碳排放配额的清缴[5]。

CCER体系起步于2012年3月，暂停于2017年3月，在其运行的5年时间内，共计有2 891个CCER项目被开发，项目开发个数排名靠前的分别为风力发电、光伏发电、甲烷利用、水力发电、垃圾焚烧、生物质发电、造林和再造林等类型。图1所示为中国已开发CCER项目个数分布。可以看出，风力发电和光伏发电作为新能源发电项目，占比超过60%，远高于其他项目技术类型。可见这两类项目的潜在数量很多，新能源类项目的CCER开发技术也非常成熟。

图1 已开发CCER项目数分布

2.2 交易机制目的

CCER项目具备碳的产权，其以更为经济的方式，构建了使用减排效果明显的项目所产生的减排信用额度抵销重点排放单位碳排放的通道。CCER作为一种抵销机制，成为碳配额交易的补充，给重点控排企业提供配额交易之外的履约方式，有助于企业完成碳排放履约[6]。同时，CCER为新能源电力企业拓展了环境价值变现的途径，存在一定的激励作用[7]。

2.3 存在问题

2017年，国家发展和改革委员会暂停CCER签发(已签发的CCER项目仍可以在国内碳交易试点进行交易)至今，CCER项目签发仍处于全面暂停状态，重新开放CCER签发时间及新的标准尚未公布。

3 绿电交易机制

3.1 交易机制主体

绿电，即绿色电力，是电力体制批发侧改革的又一创新举措和实践，根据《绿色电力交易试点工作方案》，现已搭建有“e-交易”绿色电力交易平台，实现了对绿电专属服务的支持。

绿电是基于当前电力中长期交易框架，按照“优先组织、优先安排、优先执行、优先结算”的原则，通过跨网点对点交易方式的全新电力交易品种。绿电在指标分配和结算上与现有电力交易不同，绿电指标将依托区块链技术的可溯源和分散记账特点，对生产、交易、消费等环节实现发电指标全流程追踪。绿电交易的需求侧为具有主观意愿为绿色环境付出相应费用的用电企业，供给侧为光伏、风力发电企业。

3.2 交易机制目的

对于新能源发电企业而言，绿电交易通过直接交易促进新能源发电消纳。对于电力用户而言，绿电交易既可以提供直接购买可再生能源电力的途径，帮助企业完成可再生能源消纳，又可以帮助企业树立企业形象，在对外出口或向有绿电消纳比例要求的采购方供货时增强企业竞争力[8]。对于电力市场而言，绿电交易市场的建立，将极大地推动电力消费结构优化。

3.3 存在问题

与绿证交易相似，中国绿电交易仍以自愿交易市场为主，企业自身绿电需求还存在尚未完全激发的空间。部分市场参与者是已提出100%绿色电力生产目标的企业，也有部分参与者试图降低被征收碳税的风险，还有一部分参与者是自觉履行减碳任务的企业。

绿电的价格包含电能价值和环境价值溢价，绿电交易产生的附加收益主要来源于购买者对绿色价值的认可。绿电有清洁、零碳的属性，但同样不具备碳的产权。在“电-碳”两个市场尚未形成互认机制的情况下，即使企业愿意为绿电的环境价值支付费用，企业交易绿电的动力仍显不足，绿电消纳市场有待进一步扩大。

4 现有机制问题分析及解决建议

4.1 问题分析

综上所述，新能源电力企业环境价值变现的途径包括：出售绿证、出售CCER及出售绿电。目前的绿证、绿电和碳交易之间的协调机制仍存在不足，不同市场间的协同效用尚有大幅提升空间。虽然绿电交易中明确了“证电合一”的模式，但现阶段绿电交易尚处于试点阶段，绿证交易与CCER交易亦仍旧处于并行状态。

现有政策并未限制企业只能从中选取一种途径将环境价值进行变现，将会导致环境价值的重复计算。举例来说，假设某光伏项目是CCER备案项目，企业将对应x吨碳排放量的CCER卖给A企业，将x吨碳减排量对应的绿电通过《购售电合同》卖给了B企业，将对应x吨碳减排量的绿证卖给了C企业。A、B、C根据不同的市场规则，均可以声明自己实现了x吨碳的减排。在进行全社会碳减排情况统计时，从表面上看共计完成碳减排任务3x吨，但实质上真正的碳减排量只有x吨，出现了2x吨因重复计算而虚增的碳减排量，并对宏观碳减排情况的把控制造了统计困难。此外，该光伏项目则用一份减排换取了三份环境价值的变现收益，对可再生能源造成了重复性激励的问题。

4.2 解决建议

绿证、CCER及绿电的未来发展方向并非各自分立，所以应加强衔接。衔接需要立足于中国能源领域的实际情况，逐步扩大各市场的参与范围及制度间的衔接。衔接的核心原则在于让市场机制代替政策成为引导传统发电企业转型升级和激励新能源发电健康发展的主要手段[9-10]。

解决对于环境价值的重复计算和新能源发电项目的重复激励问题，关键是要建立明确的环境价值转移路径，建立对环境价值的形成、流转的全过程追踪机制，在各环节明确环境价值的归属，从而防止同一环境价值的重复计列。除已开始推行的“证电合一”之外，还应明确绿证与CCER之间的制度边界。目前CCER新项目的备案工作尚未重启，新项目备案条件尚未确定，设计者应充分考虑其与绿证制度之间的重合问题，并予以妥善处理。

中国绿证制度最初聚焦补贴替代，而如今电力平价时代已然来临，绿证制度的原有功能逐渐面临失效[11]。由于定价机制不完善、强制机制和激励措施缺失等问题，绿证制度的作用一直由于交易活跃度不高而未能很好的发挥出来，相比于绿电和碳交易市场，绿证交易对能源转型的驱动力稍显不足，即使建立与其他机制的衔接，也很难发挥较为明显的作用。因此，绿证功能的转型已经到了关键节点。目前绿证、绿电和碳交易的协同发展框架逐渐显现，为绿证提供了功能转型的机会。因此，未来需结合碳交易和绿电交易机制，深层次探索绿证的功能定位，加强与其他市场机制之间的融合[12]，通过合理方式使绿证对于碳减排量的证明作用完全体现，实现新能源电力与碳排放量核算的有机结合。

5 结 语

绿证、CCER及绿电三种交易机制在总体上是同向而行的。绿证、绿电市场通过为新能源发电企业提供环境价值变现渠道，直接交易促进清洁能源消纳；碳市场通过降低碳排放，来促使企业节能增效，提高单位产品的产出价值，实现节能减排的目的。

未来随着电力市场、碳市场的不断深化，绿色电力需求将逐步释放，迎来机遇的同时，也要加快建立绿证、CCER、绿电交易等相关政策的衔接，扩大市场主体范围，丰富交易品种，形成新的低碳经济发展方式，才能协同推动绿色能源转型。