據(jù)了解，綠證制度和碳市場從本質(zhì)上來說都是通過市場化的手段來減排溫室氣體，只不過二者的發(fā)力點有所不同，前者以促進清潔能源利用為主要目的，而后者以二氧化碳減排為主要目的。綠證制度與碳市場有相得益彰之處，但也存在有一些利益矛盾點?？傮w來說，綠證制度在結合了可再生能源發(fā)電量占比的硬性要求之后，與碳市場的總體設計思路是類似的，二者皆以總量控制為目標，都是在一個設定好的總量目標之下，再繼續(xù)向下細化綠電指標或碳配額的分配。雖然二者目的不同，但實際上如果發(fā)電企業(yè)的清潔電力比重上升，是有助于碳減排的。

 

然而，在了解綠證制度之后，我們也不可避免地會想到一些綠證與碳市場有所矛盾的地方。由于綠證制度和碳市場在我國皆處于初期建設階段，目前并沒有明確的政策對二者做出界定，目前我國的綠證和碳市場中的核證自愿減排量（CCER）項目是可以共同存在于市場當中的。

 

如果一個項目被同時賦予多種用途（減排量和綠證），那么可再生能源發(fā)電企業(yè)可以一方面出售綠證，同時其可再生能源發(fā)電量也可以申請簽發(fā) CCER 在碳市場當中出售，這就會產(chǎn)生一些爭議。目前碳市場的設計并沒有考慮綠證，如果未來兩個體系繼續(xù)相互并行、互不影響，那非電力控排企業(yè)并沒有動力購買綠證，因為其電力消耗對應的二氧化碳排放量并不能通過綠證抵消；綠證的使用者將主要集中于火力發(fā)電企業(yè)，火電廠可以同時購入綠證和減排量分別完成可再生能源電力占比指標和碳排放履約的目標。如果兩個體系互相影響，例如企業(yè)購買綠證后，相應的綠色電量不在碳市場中計算二氧化碳排放，那么需要屆時制定規(guī)則的時候對于互斥性做出明確限定，即申請綠證的發(fā)電量無法申請 CCER（或相反），否則這部分減排量就會產(chǎn)生重復計算的問題。此外，對于新能源發(fā)電企業(yè)而言，也存在雙重補貼的問題。

 

因此，在綠證交易與 CCER 開發(fā)交易并存的情況下，我們不認為兩者間會對各自的供應產(chǎn)生影響。若未來明確二者邊界后，即都符合條件的情況下只能綠證、CCER 選其一，則需要根據(jù)屆時兩者間的價格水平判斷，即新能源業(yè)主會選擇價格高的產(chǎn)品進行開發(fā)，從而增加其供應。

 

我們分別以風力、光伏發(fā)電量較大的省份內(nèi)蒙古和甘肅為例，粗略估算和比較一下綠證和CCER 目前的市場價值。根據(jù)國家發(fā)改委，內(nèi)蒙古屬 I 類資源區(qū)的 2016 年陸上風電標桿上網(wǎng)電價為 0.47 元/千瓦時，而蒙東的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價為 0.3035 元/千瓦時，那么內(nèi)蒙古某風電項目的一個綠證的最高價格可能會達到 166.5 元。類似的，甘肅屬 I 類資源區(qū)的 2017 年新建光伏電站標桿上網(wǎng)電價為 0.65 元/千瓦時，而甘肅的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價為 0.2978 元/千瓦時，那么甘肅某光伏項目的一個綠證的最高價格可能會達到 352.2 元。若我們以國家發(fā)改委公布的 2014 年西北區(qū)域電網(wǎng)基準線排放因子 0.9578 噸二氧化碳/兆瓦時和安迅思黃金 CCER 報價的中值 11 元/噸為標準換算，那么一個綠證中的發(fā)電量轉換成相對應的 CCER 減排量的價格則是 10.5 元。

 

雖然這樣大致估算下來，綠證的價格顯然更高一些，但是這并不意味著未來此類項目的業(yè)主都會去申請綠證而放棄開發(fā) CCER 項目。原因之一是并不是所有的風電和光伏發(fā)電項目都符合綠證的申請條件，只有被列入國家可再生能源電價附加資金補助目錄內(nèi)的項目才能夠申請，而且每年發(fā)放綠證的數(shù)量是有限的，是由年上網(wǎng)電量而不是項目裝機容量決定的。除此之外，業(yè)主在選擇開發(fā)成哪種產(chǎn)品的時候，還需要考慮和比較市場接受度及成熟度、需求量、交易活躍性、機會成本等其他因素的影響。