未來，中國可再生能源電力參與的市場機制獲得綠色價值補償的方式主要包括國家核證自愿減排交易、綠色電力證書交易和綠色電力交易。

為此，德國國際合作機構(GIZ)作了《中國碳市場、綠證交易和綠色電力交易的政策梳理和銜接機制淺析》對綠電與綠證的區別聯系，綠電市場與碳市場銜接進行了研究， 報告認為：

從現行的交易制度來看，CCER 和綠證交易是兩個平行的、并行運行的市場，同一個項目可以同時申請CCER 和綠證。綠證為符合要求的發電企業提供了一種可以提前拿到補貼的方式，而 CCER 是幫助企業將項目產生的減排量獲取額外的碳資產收益。

與此同時，綠證交易和 CCER 抵銷是在兩個不同機制、不同主體和不同核算方式的市場進行的。購買 CCER的主體通常為納入碳市場的重點排放單位，通過交易獲得的 CCER 用于在碳市場中抵銷配額，幫助企業以低成本履約;而綠證的購買方范圍更廣，包括受到可再生能源電力消納責任權重指標約束的主體，及其他自愿購買綠證的組織和個人，其購買的綠證有助于完成可再生能源電力消納配額要求，也可證明其消費電力為綠色電力， 實現相應的二氧化碳減排。

從實施難度看，綠電、綠證相對簡單易行，且透明度高，監管約束機制強，交易成本也較低。

從覆蓋面看，碳市場的潛在覆蓋面更廣，既包括配額分配機制設計促進可再生能源發展，也包括促進能源效率提升，以及引導更大范圍的產業結構調整。

報告部分目錄、內容如下：

什么是綠證？

為引導全社會消費綠色電力，完善風電、光伏發電補貼機制，拓寬可再生能源補貼資金來源渠道，2017 年1 月，國家發展改革委、財政部、能源局聯合發布了《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易 制度的通知(發改能源〔2017〕132 號)》，明確從 2017 年 7 月起在全國范圍內試行綠色電力證書(簡稱綠證) 自愿認購制度。

“綠證”是國家對發電企業每兆瓦時非水可再生能源上網電量頒發的具有特殊標識代碼的電子證書，是非 水可再生能源發電量的確認和屬性證明以及消費綠色電力的唯一憑證。與國際通行做法一致，綠證代表了可再 生能源電力的環境價值，可再生能源發電企業通過出售綠證獲取環境價值收益;綠證的購買方則獲得了聲明權， 即宣稱自身使用了綠色能源。但與國際做法不同的是，目前只有陸上風電、光伏發電企業(不含分布式光伏發 電)可通過可再生能源發電項目信息管理系統，依據相關文件申請綠證，其他可再生能源電力無法申請綠證。

企業出售綠證后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。國家鼓勵各級政府機關、企 事業單位、社會機構和個人自愿認購綠證，綠證經認購后不得再次出售，國家可再生能源信息管理中心負責對 購買綠色電力證書的機構和個人核發憑證。

綠證交易制度通常是可再生能源配額制的配套政策。2019 年，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于建 立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，對各省級行政區域設定可再生能源電力消納責任權重。各承擔 消納責任的市場主體以實際消納可再生能源電量為主要方式完成消納量，同時可通過以下補充(替代)方式完 成消納量:1向超額完成年度消納量的市場主體購買其超額完成的可再生能源電力消納量;2自愿認購可再生 能源綠證，綠證對應的可再生能源電量等量記為消納量。

隨著風電、光伏發電規?；l展和技術快速進步，部分地區已具備平價上網的條件，國家發展改革委等于2019 年發布了《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，提出“鼓勵平價上網項目 和低價上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償”，國家將通過多種措施引導綠證市場化交易。目前，根據產 生綠證的可再生能源項目是否享受補貼，綠證可分為補貼綠證和平價綠證兩類。由于補貼綠證一旦出售，其對 應的電量將不再享受國家補貼，所以補貼綠證價格一直居高不下 6;而平價綠證來自于平價新能源項目，或補 貼期限已經結束的新能源項目，所以其價格相對較低。

2020 年，國家公布的 《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》中明確提出，自 2021 年 1 月1 日起，實行配額制下的綠證交易，持續擴大綠證市場交易規模，并通過市場化方式推廣綠證交易。

2021 年度，我國風電綠證交易量為 13,181 個，其中補貼綠證占總成交量的 28%，平均交易價格為 193 元 / 個; 光伏綠證成交量共計 9967 個，其中補貼綠證成交量僅 15 個，平均交易價格為 650 元 / 個。無補貼綠證已經占 綠證交易總量的 84%，成交均價為 50 元 / 個。

什么是綠色電力交易？

為貫徹落實“雙碳”戰略部署、推動搭建新型電力系統，加快建設有利于促進綠色能源生產消費的市場化 體系和長效機制，推進綠色電力交易工作有序開展，2021 年 9 月，國家發展改革委、國家能源局正式批復了《綠 色電力交易試點工作方案》(簡稱《工作方案》)，拉開了中國綠色電力交易的大幕。2022 年 1 月和 5 月廣 州電力交易中心和北京電力交易中心分別發布了《綠色電力交易實施細則》，對綠電交易的組織、價格、結算、 綠證劃轉等方式和流程進行了細化，為綠電交易常態化開展提供支持。

綠色電力產品是指符合國家有關政策要求的風電、光伏等可再生能源發電企業上網電量。目前主要為風電 和光伏發電企業上網電量，根據國家有關要求可逐步擴大至符合條件的其他電源上網電量。綠色電力(簡稱“綠 電”)交易是指以綠色電力產品為標的物的電力中長期交易，用以滿足發電企業、售電公司、電力用戶等市場 主體出售、購買綠色電力產品的需求，并為綠色電力產品的電力用戶提供綠色電力證書。

根據《工作方案》及相應實施細則，綠電交易的市場主體包括:發電側，目前為光伏、風電，未來發電側可擴展到符合條件的水電等可再生能源;用電側，目前為售電公司、電力用戶，未來將逐步擴大到電動汽車、儲能等新興主體。參與綠色電力市場化交易的成員還包括市場運營機構，即負責綠電輸送的電網企業、負責組織和管理綠色電力交易的電力交易中心、保障優先執行綠色電力交易合同的電力調度機構及向發電企業核發綠證的國家可再生能源信息管理中心。

綠電交易分為電力直接交易和向電網企業購買兩種方式。電力直接交易主要面向省內市場，交易雙方可通 過雙邊協商、集中撮合和掛牌等方式達成交易電量、電價，簽訂雙邊交易合同，實現綠電供需的精準匹配。在 無法滿足綠色電力消費需求的情況下，電力用戶可通過向電網企業購買其保障收購的綠色電力產品達成交易， 主要方式為集中競價(電網代理保障性申報量價)、掛牌交易(電網代理保障性掛牌量價)及省間交易(電網 代理省內購電需求)等方式進行。省間市場化交易可通過市場機制實現綠電的優化配置，擴大了綠電交易范圍， 有助于形成全社會消費綠色電力的理念。

綠電交易優先組織未納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍的風電和光伏電量參與交易;已納入國家 可再生能源電價附加補助政策范圍內的風電和光伏電力可自愿參與綠色電力交易，其綠色電力交易電量將不再 領取補貼，不計入其合理利用小時數;分布式新能源可通過聚合的方式參與綠色電力交易。因此，綠色電力交 易可實現從計劃體系下的定量定價轉向由市場決策下的量價構成，通過市場機制分擔補貼，緩解補貼缺口壓力。

綠證與綠電的區別及聯系

可再生能源電力與 CCER、綠證交易和綠電交易制度息息相關，這些制度在促進可再生能源電力發展的過程中發揮著不同的作用，也存在一定程度的交叉重疊。

綠證和綠電交易的關系

在應對氣候變化的大背景下，國家宣布了碳達峰目標和碳中和愿景，可再生能源發展對于“雙碳”目標的 實現具有關鍵性作用，國家規劃了明確的可再生能源發展目標，以保證可再生能源電力發展的規模，確定市場 容量。與此同時，國家還頒布了一系列的政策措施和保障機制，著力在金融財稅、價格補貼和保障消納等方面 促進和保障可再生能源的大規模發展及市場化競爭能力的提升。其中，綠證交易可為可再生能源發展提供補貼 資金來源，助力我國能源轉型，治理大氣污染;為企業和社會大眾提供便捷、權威的綠色電力消費途徑，培養 我國綠電消費市場;為下一步強制配額交易積累經驗。

在電力市場中，新能源參與電力市場已成為必然趨勢，國家發改委、國家能源局《關于進一步做好電力現 貨市場建設試點工作的通知》中明確提出新能源項目與電網企業、用戶、售電公司通過簽訂長周期(如 20 年 及以上)差價合約參與電力市場;引導新能源項目 10% 電量通過市場化交易競爭上網(不計入全生命周期保障 收購小時數);盡快研究建立綠色電力交易市場，推動綠電交易。而在推進綠色電力交易試點的過程中，需要 還原綠電屬性。如下圖 9 所示。

綜上，綠電交易和綠證交易都基于綠色電力。綠電交易以區塊鏈技術保證交易過程中的“證電合一”，交 易綠電的環境屬性不應在其他任何場合再次申明，從而避免重復計算。由此可見，我國實施的綠電交易相當于 捆綁綠證銷售。但目前，我國綠色電力交易覆蓋的項目類型為風電和光伏發電，而綠證覆蓋的項目為陸上風電 和光伏電站(不包含分布式)，因此綠證和綠電交易尚未完全銜接。而且，綠電交易中的成交價格中既包含電力的能量價值又包含環境價值，即綠證價值沒有單列出來，所以對于綠色電力環境價值的體現尚不明確。隨著 全國碳排放權交易市場啟動、電力市場體系逐步完善、可再生能源電力消納保障機制下的超額消納量交易實施、 綠證交易的開展，電力行業進入了一個多類型市場機制并存、共同促進“雙碳”目標實現的市場化環境和格局。

綠電交易與綠證交易的充分融合

如前所述，國家發展改革委、國家能源局同意《綠色電力交易試點工作方案》的函復中明確，“建立全國 統一的綠證制度”，國家能源主管部門組織國家可再生能源信息管理中心，根據綠電交易試點需要批量核發綠 證，并劃轉至電力交易中心，電力交易中心依據綠電交易結果將綠證分配至電力用戶。

這一方面明確了綠電交易是基于綠證的交易，相當于捆綁式綠證交易模式，購買綠電的用戶將獲得綠證; 另一方面說明綠電交易包含了電力交易及其對應的環境屬性交易，實行“證電合一”。由此可見，符合相關要求的可再生能源發電項目可以參與綠電交易，也可以單獨出售綠證。 但目前綠電交易和綠證交易之間尚需要進一步協同統一:

項目類型一致是綠電與綠證交易統一的基礎。目前符合綠電交易要求的項目為風電和太陽能光伏發電項目， 同時明確在未來條件允許的情況下，將納入水電等其他可再生能源電力項目。而我國綠證交易則明確包含的項 目類型為陸上風電和光伏電站項目，分布式光伏發電項目不在綠證申請核發的范圍內。盡管當前綠電交易的項 目主要來源于陸上集中式風電和光伏發電項目，但未來應考慮綠證交易和綠電交易的項目來源一致，才能實現 兩個市場的協同發展。

增強綠證與綠電交易之間的相互補充和相互促進。綠證交易作為“非捆綁式”交易具有靈活的特點，買方 可以通過綠證交易機制購買任何地點、任何項目來源的綠證，但存在價格波動的風險和不穩定性;綠電交易作 為“捆綁式”交易通常以PPA(power purchase agreement)協議等方式15，簽訂長期合同。“捆綁式”雖然 限制了用戶對綠證選擇的范圍，但其合同時間較長(一般為兩年以上)，可以保證電量交易及其環境屬性交易 的穩定性，并獲得一定的價格優惠。目前我國綠電交易的合同時長多為幾個月至一年，還需要在試點過程中不 斷完善，發揮綠證交易和綠電交易的各自優勢，從而實現綠證與綠電交易的相互補充和相互促進。

打通綠證在核發機構與綠電交易機構之間的劃轉通道。自 2021 年 9 月綠電交易啟動后，廣東、河北、山東、 浙江、江蘇、江西、寧夏等省份陸續開展了少量綠電交易，但綠證在國家可再生能源信息管理中心與電力交易 中心之間的核發劃轉通道尚未打通。截止 2022 年 3 月底，綠電交易用戶仍未獲得綠證 16。因此，信息中心應拓 寬交易渠道，做好綠證核發、權屬變更、注銷以及綠證全生命周期信息記錄和溯源工作，推動綠證與綠電交易 順利開展;應建設全國綠證認購平臺與電力交易平臺的系統對接，為北京、貴州交易中心開設專用賬戶，推動 綠電交易中綠證的順利交割。

綠證與可再生能源消納保障機制的銜接

國家于 2019 年發布了《關于建立健全可再生能源消納保障機制的通知》，按照省級行政區域對電力消費 規定應達到的可再生能源電量比重，包括可再生能源電力總量消納責任權重和非水可再生能源電力消納責任權 重。各承擔消納責任的市場主體以實際消納可再生能源電量為主要方式完成消納量責任權重，同時可通過補充 (替代)方式完成消納目標。補充(替代)方式包括自愿認購可再生能源綠色電力證書，綠證對應的可再生能 源電量等量記為消納量，以及向超額完成年度消納量的市場化主體購買其超額完成的可再生能源電力消納量， 雙方自主確定轉讓(或交易)價格。目前，我國綠證交易為自愿認購，尚未啟動綠證強制交易，且綠證覆蓋的 可再生能源電力來源比較單一，因此大部分省份實際執行的主要是電網組織的省間超額消納量交易，未形成用 戶對綠證(綠電)的需求推動作用。

國際經驗證明，采用“配額制 + 綠證”機制，建立綠證消費強制市場是一種行之有效、符合市場化原則的 長效機制。我國可以考慮推動綠證交易與消納保障機制的銜接，加快推動我國綠色電力消費，同時為可再生能 源發展注入長效動力。具體建議包括:

建立全國統一的綠電消費認證體系，統一綠證與消納量;將市場主體持有綠證所對應的電量作為配額考核 的依據，被考核市場主體可通過購買綠證(綠電)完成考核;市場主體通過直接參與電力市場交易或從省級電 網公司購電的方式，一方面完成消納保障機制的考核，另一方面也可用于作為使用綠色電力的憑證。

此外，可再生能源消納責任權重涵蓋所有可再生能源發電項目，因此綠證與配額制的銜接要求綠證核發和 交易主管部門將綠證涵蓋的項目類型由當前的陸上風電和光伏電站項目拓展到所有可再生能源發電項目，否則 無法實現綠證與消納量的統一。

總結目前，我國綠證交易尚未采取強制交易制度，綠證買賣完全屬于自愿行為，新的 CCER 項目申請也處于暫停狀態。綠證和 CCER 制度沒有明確界定的部分尚未對企業造成實質的經濟或政策執行方面的問題。但隨著 CCER 相關政策重啟和綠證強制交易制度的啟動，屆時，綠證制度和 CCER 制度的碰撞在所難免。

綠色電力市場與碳市場的銜接

碳市場中電力間接排放的核算

在全國碳市場中，重點排放單位需要清繳的配額既包括自身化石燃料消耗產生的直接排放，也包括使用外 購電力帶來的間接排放。根據目前所使用的核算方法，計算外購電力的間接排放使用的排放因子為相應區域或 者全國的電網排放因子，并未考慮直供電等情形下企業所用電力的實際排放因子。

以水泥企業為例，為鼓勵企業消費綠色電力，對于重點排放單位水泥熟料生產消耗電力產生的二氧化碳排 放，可考慮按照水泥熟料生產消耗的電網供電量和化石燃料自備電廠供電量，扣除該生產工段的余熱供電量和 綠電電量數據，再乘以全國電力加權排放因子得出，采用如下公式計算:

式中:

—水泥熟料生產消耗電力產生的排放量，單位為噸二氧化碳(tCO2); —水泥熟料生產消耗的電網電量，單位為兆瓦時(MWh); —水泥熟料生產消耗的化石燃料自備電廠供電量，單位為兆瓦時(MWh); —該熟料生產工段的余熱供電量，單位為兆瓦時(MWh); —水泥熟料生產消耗的綠電電量，單位為兆瓦時(MWh); —全國電網排放因，單位為噸二氧化碳 / 兆瓦時(tCO2/MWh)。

跨市場交易

盡管目前全國碳市場僅納入發電企業，但是隨著未來覆蓋范圍的不斷擴大，碳市場中的非發電重點排放單 位也可以選擇購買綠電的方式，減少由于電力消費帶來的間接排放獲得相對的配額盈余。若按照當前碳價每噸55 元計算，減排的邊際成本約為 4.3 分 /kWh，與購買綠電需要付出的額外成本大體相當。從長期考慮，若碳 價按照預期逐步升高，綠色電力的成本勢必隨著技術發展和使用規模擴大而持續下降，則購買綠電扣減企業的 碳排放量則可能成為企業更具經濟效益的選擇 17。但綠電交易與碳市場的銜接需要解決以下幾個問題:

明確綠電屬性。保證綠色電力定義及包含項目類型在各市場中的統一性。根據各國國情不同，綠證的核發 范圍、核發標準各不相同，但通常都包括風電、太陽能發電、小水電、生物質能發電、地熱能發電和潮汐能發電。目前我國的綠證和綠電交易僅涵蓋陸上風電和太陽能光伏電站項目，因此需盡快明確并拓展綠色電力及綠證核 發的項目范圍，否則可能會造成只有風電、光伏項目可與碳市場實現銜接，則其他可再生能源發電項目的健康、 持續發展將受到沖擊。

避免重復計算。應避免 CCER 與綠證的重復申請、重復計算風險。我國于 2017 年發布了《關于暫緩受理溫 室氣體自愿減排交易方法學、項目、減排量、審定與核證機構、交易機構備案申請的公告》，現存 CCER 均為 2017 年前核發;目前我國綠色電力交易多來自平價陸上風電和光伏電站項目，與 CCER 項目之間不存在重疊。但 CCER 重啟后，對同一項目是否能同時申請 CCER 和綠證應需做出明確規定，以避免減排量的重復計算。

統一排放因子。需對綠證對應的減排量與其在碳市場中扣減的間接排放量進行統一。綠證對應減排量根據 減排項目中國區域電網基準線排放因子計算得出，根據發布的最新版 2019 年度排放因子，各區域之間存在較 大差異，從南網區域電網的 0.6565 噸 CO2/MWh 至東北區域電網的 0.8719 噸 CO2/MWh。但在全國碳市場中，企 業核算電力間接排放選擇使用全國電力平均排放因子，最新版數據為 0.581 噸 CO2/MWh。兩者之間存在的巨大 差異問題急需解決，才能貫通綠電交易與碳市場之間的銜接。

綠證、綠電交易與 CCER 交易

2021 年 7 月和 9 月，中國相繼推出全國碳排放權交易(即全國碳市場)和綠電交易試點，由此形成了綠證交易、 綠電交易、包含碳配額與 CCER 在內的碳交易三種市場機制并行的局面。

CCER、綠證和綠電交易均為自愿市場，在規則上相對獨立，但在政策目標、市場機制、參與主體等多方面 存在著千絲萬縷的聯系，需要對其進行梳理?，F總結三個自愿市場機制在目的、項目類型、交易產品、單位等 方面的信息如下表所示: