按照现行制度设计，新能源的环境价值既可以通过绿证（GEC）、国际绿证（I-REC、APX等）在绿证交易市场变现，也可以通过绿色电力交易、超额消纳量交易在电力市场变现，还可以通过国家核证自愿减排量（CCER）及其他国际国内减排机制在碳排放权市场获得环境收益。

 

对于新能源发电企业，在进行项目投资评价时应如何考虑未来绿色属性收益？存量项目在参与绿证、国际绿证、绿色电力交易和开发CCER等减排机制之间该如何选择？对于具有绿电需求和碳中和愿景的企业而言，是通过购买绿证、绿色电力，还是CCER来满足需求？这些都是市场主体更为关心的问题。

 

当前，在建立健全面向低碳转型的市场架构过程中，针对国际与国内市场以及国内电力与碳市场中相对独立的多重环境价值市场机制，需要以系统化的思维开展顶层设计，统筹做好电力市场与碳市场的衔接，厘清各类环境权益交易的边界，避免环境权益重复计价。同时，需要加快绿色电力消费、绿色产品认证等标准制定，接轨国际标准，提高绿色电力消费与碳中和活动的采信度，提升绿色产品国际市场竞争力。

 

 

绿证、国际绿证交易

 

根据我国现有政策对绿证的定位，绿证是“消费绿色电力的唯一凭证。”绿证可以在“绿证认购平台”挂牌交易，也可以线下双边协商交易。一旦出售，补贴项目的相应电量不再享受国家补贴。现阶段，绿证的核发对象主要为陆上集中式风电和光伏项目，而分布式发电、海上风电、光热发电、生物质发电、水电以及同样具有绿色属性的核电尚未纳入核发范围。绿证只允许交易一次，不得二次转售，不具有金融属性和投资价值。

 

我国绿证自2017年7月启动交易以来，由于实行取代补贴的政策，补贴新能源项目的绿证价格往往偏高，认购率很低。2021年6月，平价新能源项目绿证进场交易，绿证价格大幅下降，线上挂牌价格一般为50元/MWh，线下大宗交易价格多在20～50元/MWh，但交易仍然不够活跃，主要受制于绿证的刚性需求不足以及对绿证的认可度不高等原因。由于缺少配额制的有效加持，目前国内绿证市场仍是自愿市场，消费绿证或绿电均是企业的自主行为，绿证购买者主要是外资企业、出口加工企业及国内RE100企业等。

 

此外，尽管当前我国绿证并无有效期限制，但多数企业会按照CDP（Carbon Disclosure Project碳排放披露项目）的要求执行“21个月原则”，即企业当年财务报告期的12个月，再向前追溯6个月和后延3个月。因此，新能源企业由于担心平价项目绿证“过期”，对早期的绿证会以更低的价格售出。

 

国际绿证在国内应用较为广泛的是I-REC，多由水电和带补贴新能源项目开发，售价较低，约为3～4元/MWh。2021年6月政策调整后，对中国项目只接受平价上网项目的申请。另外还有像APX的第三方绿证签发机构，是将新能源产生的绿证进行第三方认证，并由新能源企业售给用户。

 

 

2021年8月，国家发展改革委、国家能源局函复国家电网和南方电网公司，同意《绿色电力交易试点工作方案》，要求推动绿色电力在交易组织、电网调度、价格形成机制等方面体现优先地位，全面反映绿色电力的环境价值。同时，《方案》还明确“建立全国统一的绿证制度”，国家能源主管部门组织国家可再生能源信息管理中心，根据绿电交易试点需要批量核发绿证，并划转至电力交易中心，电力交易中心依据绿电交易结算结果将绿证分配至电力用户。

 

这一方面印证了绿电交易是基于绿证的交易，绿色电力用户将获得绿证；另一方面，也明确了绿电交易包含了电能量交易及其对应的绿色属性（绿证）交易，实行“证随电走”。新能源企业既可以参与绿电交易，也可以单独出售绿证。与绿证的核发范围一致，目前绿电交易产品类别主要为陆上集中式风电和光伏项目。

 

绿色电力交易的溢价部分可以视为绿证的价格。在2021年9月首次全国大规模绿电交易中，成交均价较中长期协议溢价3-5分/KWh（较火电基准价上涨约2分/KWh），溢价与绿证价格相当。

 

事实上，单纯的绿电交易并不能全面解决新能源环境价值的实现问题。

 

一方面，绿电交易“证电合一”不能够很好地满足市场主体绿色电力需求。表现在空间上，我国绿证主要产生于三北地区，而消费者主要集中在东南沿海，绿色属性的流动严重受制于电网物理架构的约束；表现在时间上，绿电交易受制于新能源项目发电曲线和电力用户用电曲线的匹配度，极大降低了绿证交易的灵活性；表现在交易主体上，对于未进入市场的居民、公益事业等用户，无法通过绿电交易实现绿色电力消费。

 

另一方面，绿电交易与绿证、碳排放权、CCER交易市场难以统一。我国绿证、碳排放权、CCER市场实行全国统一市场，从不同角度发挥着助推碳减排的功能，市场价格紧密联系并相互作用。而绿电交易以省内市场为主，跨省区交易并行，交易价格随各区域供求关系变化差异较大，难以实现相关市场的协同统一。

 

同时，现行方案将绿证价格与电能量价格合为一体，绿证价格“隐藏”于电价中，新能源的绿色属性价值难以直接体现。国际上，绿证与电能量“捆绑”的交易方式，包括PPA协议等，一般在购电协议中分别明确电能量和绿证的价格，以便买方标识为环境价值付费的行为，来证明其绿色电力消费的有效性，实际上也是“证电分离”模式。

 

 

2019年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重。消纳责任主体包括售电企业、电网企业和电力用户。

 

按照《通知》要求，各市场主体通过实际消纳可再生能源电量、购买其他市场主体超额消纳量、认购绿证等三种方式完成消纳责任。可再生能源电力消纳量购买完成后，由电力交易平台同步至可再生能源凭证交易系统，存入市场主体消纳量账户，每1MWh超额消纳量生成1个超额消纳凭证。

 

在实际运行中，尽管可再生能源电力消纳保障机制于2020年1月已开始实施，但由于初期各省消纳责任权重指标比较宽松，除个别省份外基本能够完成，大部分省份未将消纳责任权重分解落实和考核到市场主体，实际执行的主要是电网组织的省间超额消纳量交易，尚未形成用户对绿证、绿电需求的推动作用。

 

CCER交易

 

CCER是国家核证自愿减排量的缩写，是指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。在全国碳市场履约交易中，重点排放单位每年可以使用CCER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%。

 

CCER市场价格主要由配额供需面和CCER抵销政策决定，每吨CCER相当于1吨碳排放配额，其价格通常略低于碳配额价格，因此，CCER在碳市场具有一定的吸引力。根据路孚特模型估算数据，CCER自启动至2017年3月暂停，全国共签发约8000万吨，用于省级试点抵消、全国碳市场第一个履约周期抵消以及企业碳中和消化后，目前市场仅存1000余万吨，主要掌握在交易机构手中。按照当前全国碳市场电力行业年排放量40亿吨、CCER抵消比例5%测算，每年CCER需求量约为2亿吨，市场缺口巨大。

 

CCER自2017年暂停后尚未启动，新的CCER政策仍在酝酿过程中。需要注意的是，CCER项目开发的一个重要条件是要求具备“额外性”，即这种项目存在诸如财务、技术、融资、风险和人才方面的竞争劣势或障碍因素，在没有外来的CCER支持时就难以成立。“额外性”的意义在于CCER支持了可再生能源项目的建立与经济性的提升。因此，并不是所有新能源项目都能够申请CCER，随着新能源平价时代到来和装机规模大幅度增长，预计新的CCER机制对新能源申请门槛也会提高。

 

 

 

按照现行市场规则，新能源企业和售电公司、用户既可以开展绿电交易，也可以单独开展绿证交易。不过对于部分企业用户来讲，更倾向于接受绿电而不是绿证，认为绿电交易具有可追溯性，其绿电采购行为可以链接到实体的新能源电厂并具备绿色属性认证。

 

实际上，除自发自用电量外，网上用电是无法从物理上区分来源的，并且我国绿电交易合同属于中长期合同范畴，也仅是金融合约，而非物理交割。同时，绿证本身也具有可追溯性，每个绿证都详细记载着其对应的电能量来源信息。

 

从国际上看，所有的绿证交易机制都是虚拟交易。虽然绿证和绿电交易并不直接对应企业消费的电能量，但都能够证明企业为绿电消费做出了贡献，支持了绿电的发展。

 

此外，自2021年9月绿电交易后，只有广东、河北、山东、浙江、江苏、江西、宁夏等省份继续开展了一些绿电交易，但绿证在国家可再生能源信息管理中心与电力交易中心之间的核发划转通道却迟迟未能打通，截至2022年3月底本文发稿时，用户仍未获得绿证。

 

值得肯定的是，绿电交易在激发潜在绿色电力用户需求，探索绿色电力长期合作模式等方面起到了积极的推动作用，不仅为新能源项目带来了溢价空间，也有助于引导能源消费方式创新，进一步推动清洁能源的开发利用。

 

因此，未来我国绿电交易与绿证交易应该是长期并存、互相促进、互为补充的关系。

 

 

国际经验证明，采用“配额制+绿证”机制，建立绿证消费强制市场是一种行之有效、符合市场化原则的长效机制。因此，应根据我国能源转型总体目标，制定全国各省消纳责任权重年度分解目标，并将消纳责任权重分解至电力用户、售电公司和电网企业作为刚性约束，以激励广大市场主体积极参与绿证和绿电交易，形成全社会推动新能源发展的局面。

 

需要注意的是，超额消纳量交易要避免环境价值重复计算。比如新能源企业上网的绿色电能量在用户侧得到了分摊并计入了消纳量，同时又申请并出售了绿证；而用户既可以利用消纳可再生能源电量和认购绿证来完成消纳责任权重，又可以购买或出售超额消纳量。在这个过程中，绿证与电能量是分离的，但又分别在消纳责任权重中得到了认可。

 

 

温室气体核算体系（GHG Protocol）将碳排放分为三个范围：范围一（直接排放）、范围二（企业外购电力热力的排放部分）和范围三（产业链上下游、外购商品和服务、员工通勤等其他间接排放）。目前，我国重点控排企业碳排放核算范围为范围一和范围二，也就是说，在电力生产和消费环节，对火力发电的碳排放是重复核算的。

 

企业为了实现减碳或碳中和目的，可以使用CCER抵销已核定的碳排放量，用于覆盖范围一、范围二和范围三。也可以通过采购绿电直接扣减其范围二中外购电力碳排放部分。前者被视为抵碳，即先排放后抵销。后者被视为减碳，即直接减少了碳排放。因此，后者往往更受到企业青睐。

 

同样，符合条件的绿电可以申请CCER体现其碳减排价值，并通过CCER抵销机制应用于碳市场。也可以直接销售绿电应用于企业减排并获得环境溢价收益。

 

目前，代表电力绿色属性的绿证制度与CCER制度是并行的，现有政策并没有要求两者只能选择其一。对于新能源企业，只要符合绿证和CCER的开发要求，可以同时申请绿证和CCER。

 

从开发成本角度看，绿证提供相关资料就可以线上申请，基本没有成本。但CCER开发程序复杂，一般需要委托专业公司开发，会产生一定的开发成本，而且存在备案不成功的风险。

 

从对应的减排量角度看，1个绿证对应1MWh上网电量，1个CCER对应1吨的二氧化碳减排量。按照全国电力平均排放因子0.581tCO2/MWh，一个绿证对应降低0.581吨二氧化碳排放，即0.581个CCER。需要说明的是，由于目前我国不同区域电力排放因子不同，导致同1MWh的电量在不同地区产生不同数量的CCER。根据《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子》，南方区域电网最低，为0.6565t。东北区域电网最高，为0.8719t，比南方区域高出33%。这一点从我们购买的绿证上可以看出，从不同电网区域的新能源企业购买同样数量的绿证所标注的二氧化碳减排量是不一样的。

 

从价格上看，2021年底，平价项目绿证大宗交易平均价格约30元/个，换算成CCER减排量的价格约52元/吨，高于全国碳市场的CCER价格38元/吨。

 

需要注意的是，绿证与CCER同时申领是否会导致新能源环境价值被重复计算。据了解，正在制定的新的CCER政策已经注意到这个问题。此外，正在编制的电解铝、水泥等行业企业温室气体排放核算方法征求意见稿中，只将绿电纳入间接排放扣减量，而没有提及使用绿证可以扣减，有关单位和专家已对此提出相关建议。

 

完善新能源环境价值实现机制的思考

 

做好电力市场与碳市场新能源环境价值实现机制的衔接，对于充分发挥市场功能，科学高效推进“双碳”目标至关重要。

 

 

统筹考虑电力市场与碳市场建设，厘清电、碳市场各种交易界面，由此实现绿证与绿电交易、绿证/绿电与消纳保障机制、绿证与CCER等多种交易机制的衔接融合，避免环境权益在不同的市场被重复计算和交易，确保环境权益的唯一性，增强绿色消费证明的采信度。

 

同时，碳市场作为政策性市场，在制定碳配额分配方案和碳排放基准线等政策时，应充分考虑碳成本在电力市场的有效传导。在进行CCER等碳信用机制设计时，需要注意与绿证交易的衔接。在制定碳排放核算办法时，应明确绿证、绿电在重点控排企业的间接排放核算扣减机制，推动隐性碳价转变为显性碳价，为钢铁、铝、水泥等行业未来应对欧盟碳边境调节机制（CBAM）营造有利环境。

 

 

需要进一步完善绿证交易机制，强化绿证的绿色电力消费属性标识功能。

 

一是进一步强调绿证是消费绿色电力的唯一凭证，是绿色属性的唯一载体。

 

二是扩大核发范围。将分布式发电、海上风电、光热发电、生物质发电、水电、核电等逐步纳入绿证核发范围，不同能源品种可以设置不同的绿证系数，或者在绿证上标注发电类型，以供市场主体根据需要进行选择。同时，为了促进发电侧绿证销售，可以参照国际通行做法，将绿证有效期设定为两年。

 

三是优化核发流程。实现绿证认购平台与电力交易平台数据的衔接与互通，上网电量可直接生成绿证。同时，建立物理电量消纳、超额消纳量和绿证“三位一体”的可再生能源电力消纳量监测核算体系。

 

四是拓宽分销渠道。目前绿证只能通过绿证认购平台网页及微信公众号认购，交易渠道单一，可以将各电力交易中心拓展为绿证分销渠道，有效衔接绿电交易、超额消纳量交易等；也可以将碳资产管理机构拓展为绿证分销渠道，有效衔接碳市场；亦可适时引入社会分销机构。

 

五是建立认证体系。搭建绿证的核发、交易、核销全生命周期的追踪、认证系统。建立绿色能源消费评价、认证与标识体系，制订绿色电力消费认证标准，明确国家权威机构，对终端产品进行绿色电力消费认证和碳足迹认证，使绿色价值有效传导至产品端，为购买企业带来绿色品牌形象、获取融资优势、满足客户绿色产业链需求等方面的商业价值提升。

 

六是加大绿证宣传力度。引导社会公众参与绿色能源消费，培育绿色低碳意识，践行绿色低碳行为，形成全社会推进碳达峰碳中和的氛围。

 

 

当前，虽然我国出台了相当于配额制的消纳责任权重制度，但由于消纳责任权重指标相对宽松，尚未对绿证、绿电消费形成有效推动力。在推进我国碳达峰和能源低碳转型的关键时期，需要强化可再生能源电力消纳责任权重的引导作用，通过消纳责任权重目标保障绿证购买需求，以市场化的方式分摊新能源发展成本，为新能源项目提供稳定、长期的环境价值收益。

 

因此，建议将我国非化石能源占一次能源消费比重目标进行分解，在逐年提升消纳责任权重目标的同时，逐步缩小各地消纳责任权重差距，以促进可再生能源电力跨省跨区交易，实现可再生能源电力在更大范围内的优化配置。对于如何处理好绿证交易与超额消纳量交易的关系，建议将超额消纳量交易限制在电网组织的省间交易，用于实现省与省间的消纳平衡，或者取消超额消纳量交易，全部统一到绿证交易上来。

 

 

需要保持绿电交易与绿证交易并行，互为补充。同时，坚持“证电分离”原则，绿电交易合同中应区分电能量与绿证的价格，明确发电侧环境价值收益，提升用能侧绿色电力消费标识度。

 

另外，应明确绿色权益全部归属发电企业，使以绿证为代表的新能源环境价值成为保障行业发展的重要推动因素。应推动绿色电力跨区跨省“点对点”交易，充分发挥市场机制作用，逐步建立全国统一的绿色电力消费市场。不应再核发“绿色电力消费证书”等，以保证绿证作为绿色电力消费证明的唯一性和权威性。

 

 

当前，新能源已进入全面平价时代，同时也将全面进入市场而面对量、价风险，在确立以清洁能源替代实现能源低碳转型的目标下，应充分利用新能源发电成本比较固定的优势，积极引导、鼓励市场主体间签订绿证或绿电5-25年PPA合同，建立促进绿色电力发展的长效机制。

 

绿证、绿电PPA一方面有利于新能源企业锁定投资收益、控制投资风险、降低融资成本等，同时，也有利于用户锁定绿证或绿电成本，保障绿证或绿电长期稳定供应。建议在政策层面，加快建立起长期绿电PPA机制，并出台相配套的交易规则，以此推动新能源高质量可持续快速发展。

 

本文作者户平，就职于国家电投集团公司营销中心。本文版权独家所有，如需转载，请与后台联系并注明出处。