序 言
近年来，随着全球能源问题的加剧与极端气候事件的频发，我国也进入了碳达峰的攻坚期与能源低碳转型的关键期，各类与能源低碳转型有关的政策如雨后春笋般相继出台，形成了从宏观规划到微观实践的政策矩阵。无论是关于新型电力系统的构建还是有关碳排放权交易制度的出台，都是以“全国统一市场”为指引，”电-碳-绿证市场协同运行”是实现能源低碳转型的必然路径。
2023年10月19日生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法》，意味着沉寂已久的CCER市场终于迎来了重启，与新型电力系统建设的背景交织，2023年7月25日，国家多部门联合印发了《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，可再生能源绿电溢价与碳价格一体两面，绿电与电力市场和碳市场的关系错综复杂，那么CCER的重启会对绿电交易产生什么样的影响呢？接下来本文将从CCER与绿电的含义与发展历程、特点与交易现状出发，探讨CCER重启对绿电交易的影响。
（来源：微信公众号“硕电汇”作者：小硕团队）
一、CCER与绿电分别是什么？
1、CCER的前世今生
产生背景：为避免人类受到气候变暖的威胁，1997年《联合国气候变化框架公约》第三次缔约方会议通过了《京都议定书》，以求通过市场机制减少全球碳排放，《京都议定书》首次设计了三种碳交易机制，包括国际排放贸易机制（IET）、联合履约机制（JI）、清节发展机制（CDM），这三种机制对我国而言影响最大的是CDM机制。CDM指发达国家通过提供资金和技术支持等方式为发展中国家建设低碳项目，并获得项目产生的认证减排量，简称CER，发展中国家通过实施减排项目所实现的“经核证的自愿减排量（CER）”即可作为国际碳排放履约的额度抵消，又可在联合国气候变化（UNCC）指定的交易所对外销售。
CCER前身：我国的CDM项目始于2005年，2009年哥本哈根气候变化大会结果不理想，市场需求严重萎缩以及欧盟碳市场新规出台，2010年爆发的欧债危机导致欧洲经济生产停滞，碳排量迅速降低，叠加欧盟碳市场碳配额宽松，致使CER一直供大于求，价格出现暴跌，到2012年，欧盟规定其碳市场在2013年以后只接受最不发达国家的CDM项目用于履约，导致能注册的CDM项目骤减，CER交易从此陷入低迷。不过，CER交易的萎缩反倒催生了中国本地碳信用-国家核证自愿减排量（CCER）市场的发展。
2005～2017年，我国CDM项目共完成注册3764个，项目减碳量共计5.96亿吨，成为全球CDM项目最多的国家，其中风电、水电、生物能源等可再生能源项目占据85%以上。从区域分布看，云南、四川、内蒙的CDM项目数量最多（均在350个以上），其次是甘肃（239 个）、山东（193）、河北（190）、新疆（180）等省份[2]。
目前我国碳排放权交易体系包括强制碳配额（CEA）交易和自愿减排（CCER）交易两大机制，两大机制互为补充。其中碳市场背景下允许使用的CCER类型有可再生能源、林业碳汇、甲烷利用三种。高排放企业在初始免费配额不够的情况下，可以从其他履约企业处购买配额，或用购买/自主开发的CCER项目进行部分抵消，以达到最终实际碳排放量的抵扣，CCER抵消碳配额比例为1:1[6]。
2、绿电交易是什么？
1）绿电交易的含义
绿电是指利用诸如太阳能、风能、生物质能等清洁能源生产且产生的碳排放趋近于零的电力。绿电交易是指在现有电力中长期交易框架下，将风、光等可再生电源从传统电源中分离出来，设立独立的绿电交易品种，有绿电需求的用户直接与发电企业开展交易，通过市场发现价格，交易后绿色电力的使用价值和环境价值同步交割，依托区块链技术追溯绿色属性，实现绿电从生产、销售到使用的全生命周期管理。
2）绿电交易的发展历程
为实现能源清洁低碳转型，可再生能源电站发电会成为未来电力供给的主力，然而在前期可再生能源电站建设成本高、技术成熟度低、预期收益不明朗，企业参与积极性不高，政策引导下的新型电力系统建设部分成本由政府补贴，而政府补贴并非一种长效机制，加之“双碳”目标的要求，绿电的环境价值愈发明显，基于绿电环境价值衍生的“绿证”交易随之诞生。
2017年1月：多部门联合印发《关于试行可再生能源电力整数核发及自愿认购交易制度的通知》，标志着我国绿证交易机制的确立，绿电环境收益的市场化补偿机制为绿电交易的诞生奠定了基础。
2019年5月：国家发改委、能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，对各省级行政区域的可再生能源电力消纳责任权重提出了要求，随着国内政策引导与国外产业链对碳排控的要求，国内绿电需求规模逐步扩大，与此同时我国可再生能源装机规模稳步扩大，市场机制缺位的矛盾逐渐显现，绿电交易应运而生。
可以看出，绿电交易是基于“绿证”的“证电合一”的交易，而“绿证”是“证电分离”的仅交易绿电的环境价值，两者虽然均起源于绿电，但分属于不同的交易市场。
2021年9月：《绿色电力交易试点工作方案》正式通过，绿电交易在全国范围内开始启动。
2022年1月25日：《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，标志着绿色电力交易和绿证交易同步进行的“证电合一”的交易模式落地，推动了绿电交易的进一步实践。
2023年2月：多部门联合下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，明确了绿电溢价收益、绿证收益与国家可再生能源补贴不可兼得，进一步规范了绿电市场与绿证交易市场。
2023年7月25日：国家多部门联合印发了《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，对除风光发电以外的可再生能源核发绿证以外，新增2023年以后新投产的完全市场化的常规水电项目、生物质发电、地热能发电等核发可交易绿证，这项政策旨在衔接碳市场，明确鼓励绿色电力消费，从需求侧为市场主体参与绿电交易产生了内生激励。
由于绿电价格较传统电能价格更高，初期我国绿电需求主要来自外部约束（国家对各省份可再生能源消纳责任、高耗能企业绿电比率与能耗约束），内生需求不足；随着部分传统产业转型升级与碳排放要求的落实范围逐步扩大，推动了绿电需求的增加，绿电内生需求动力日益增强。
二、碳市场与电力市场之间的关系
资源环境与能源电力共同隶属于能源体系，且电、碳、绿证市场主体均与绿色电量和碳配额有关，碳-电-绿证市场参与主体相互交叉，又在产品与交易均存在协同机制。从电力市场的参与主体出发，供给主体有可再生能源发电厂、减排发电厂、超排发电厂；需求主体有高耗能用户、碳减排用户、其他用户，两市场之间的关系如下图所示：
一方面，在电力市场中，电力市场交易标的物为具有碳排放的火电发电电量与零碳排放的可再生能源发电电量，火电发电厂包括超排火电厂与减排火电厂，其碳排放权会流转到碳配额市场进行核算，超排企业向减排企业购买碳排放权，而可再生能源发电站的绿色环境权益会流转至绿证交易市场，此时市场化用户通过购买绿证或绿电完成可再生能源消纳责任权重，通过碳排放核算将绿色电力相关碳排放量予以扣减完成电力市场与碳市场的衔接[3]。
另一方面，在碳市场中，火电发电企业与购电用户直接参与碳市场交易，交易标的为碳排放权（即碳配额CEA）和核证自愿减排量（即CCER），对于可再生能源项目来说，绿证和CCER均能为其提供经济激励，但同一项目的环境属性具有唯一性，新投可再生能源发电项目需要斟酌是开发CCER项目还是参与绿电交易，可再生能源发电项目是否参与绿电市场关系到绿色电量的供给，进而影响绿电市场的价格。
三、CCER与绿电交易的特点与发展现状
1、CCER、绿电的特点
1）CCER的特点
①其价格主要由市场供需决定
②可以抵消全部范围的碳排放量
③项目开发难度大、审批繁琐、前期投入成本高、开发周期长
④能够多次换手、市场化程度高、有金融属性，有效期为10-15年
2）绿电的特点
①绿电交易是基于绿证的、证电合一的交易
②可抵消范围2外购电力的碳排放量
③时空上难以调节，不一定买得到
④绿电在调度运行中被优先组织、优先调度、优先结算
⑤绿证仅能交易一次，不能进行二次交易，有效期在2年以内
2、CCER与绿电的发展现状
1）CCER的发展现状
CCER项目经历了从2013年的开发到2017年暂停再到2023年重启的过程，重启初期相关方法学尚未公布，增量CCER项目尚未统计。2017年3月，国家发展改革委发布了暂缓受理CCER项目的备案申请和签发，并开始酝酿CCER机制改革，CCER一级市场运行中断，但二级市场的交易一直在运行，碳市场的金融化程度日益加深，以CEA与CCER为载体的信贷、债券、基金、远期及期货及其他金融产品和服务在不断被探索开发，2018年5月，存量CCER交易重启，但增量CCER项目备案依旧处于停滞状态[6]。
截止2023年4月，根据广州碳排放权交易中心相关研究报告，累计公示CCER审定项目2871个，已签发项目总数391个，签发CCER量约7700万吨。根据复旦碳价指数显示，CCER价格区间从2022年初的35元/吨上涨至年末的60元/吨附近。
2）绿电发展现状
根据北京电力交易中心数据显示，截止2023年8月底，累计成交绿电电量703.16亿千瓦时，根据发电侧成交电量结构来看，光伏占比51.11%、风电占比48.89%，国电投成交量最大，达到82.34亿千瓦时，其次为中广核48.02亿千瓦时，中国华能48亿千瓦时；从用户侧来看，成交电量排名前五的企业及电量分别是：华晨宝马（汽车制造）27.8亿千瓦时，河北冀望（售电）20.95亿千瓦时，北京京能（售电）17.29亿千瓦时，浙江综能（售电）16亿千瓦时，科思创聚合物（化工）15.29亿千瓦时。
四、CCER重启对绿电交易有何影响？
现阶段CCER交易与绿证交易的转换机制并未打通，但存在以下关系;
1单位绿证 = 1 MWh绿色电量
1单位CCER = 1 t 二氧化碳排放量
1 MWh 电量 = 0.5703t二氧化碳
故 1单位绿证 = 0.5703 单位CCER
在不考虑其他因素干扰的情况下，我们认为CCER项目收益与绿电交易收益初始阶段（即现阶段）的相对大小会影响可再生能源发电项目的选择，进而影响绿电市场。
假设：
1绿电供求初始为均衡状态（即绿电供给=绿电需求）
2绿电交易与CCER项目开发均实现市场化
3绿电需求增速是平稳的
1）若开发CCER项目收益＞参与绿电交易的收益
新投可再生能源发电站会流向CCER市场，相应地绿电供给增速会低于绿电需求增速，在此阶段绿电供不应求，绿电收益上涨；但随着绿电高收益吸引新晋可再生能源电站的加入，其收益将会逐渐下降，最终当CCER项目收益与绿电收益基本持平时，新晋可再生能源电站流向基本趋于“稳态”。
2）若参与绿电市场交易收益＞开发CCER项目收益
新投可再生能源电站会流向电力市场，在此阶段的绿电价格取决于绿电供需增速的相对大小，即绿电供给增速大于绿电需求增速时，绿电收益会下降，此时新投可再生能源电站将会流向CCER市场，而绿电供给增速小于绿电需求增速时，绿电收益会增加，绿电的高收益吸引新晋可再生能源电站的加入，其收益将会逐渐下降，最终当CCER项目收益与绿电收益基本持平时，新晋可再生能源电站流向基本趋于“稳态”。
综上所述，从长期来看，一旦绿证市场与碳市场交易的打通，绿电供应与CCER的市场会趋于“稳态”，即可再生能源是否开发CCER项目的增加对绿电市场的供给不会有太大影响，但从短期来看，绿电市场交易收益与CCER项目收益的初始状态是影响后续绿电市场供给的主要因素之一。
当全国平均碳排放因子发生变化时，绿电市场与CCER项目的相对收益大小会发生变化，故可再生能源发电项目的流向会发生变化，进而对绿电供给与需求产生交互影响。
1）若a上升，意味着即绿证价格上升，由于可再生能源发电项目初期成本较大，但其后续新增成本投入很小，所以相应的绿电市场收益相对增加，会吸引可再生能源项目加入电力市场，在此阶段绿电供给增多；但由于 绿电价格=电能量价格+绿证价格，相应的对绿电无刚性需求的市场主体的绿电需求会减少，整体的绿电价格由买卖双方力量对比决定。
2）若a下降，意味着即CCER价格上升，所以相应的CCER市场收益相对增加，会吸引可再生能源项目加入CCER市场，在此阶段绿电供给减少；此阶段绿证价格相对较低，市场主体对绿电的需求会增加，理论上会引起后续绿电价格出现暴涨。
CCER项目的重启对绿电交易的影响机制较为复杂，以上仅是从理论的角度探讨了通过初始收益与全国平均碳排放因子两个方面的影响，具体的影响还要结合政策变化与各省市的具体情况深入探讨。
【小硕观察、持续洞见】
参考文献
[1]郭胜伟,门秀杰,孙海萍等.中国绿电、绿证及CCER政策现状及趋势比较研究[J].中国能源,2022,44(03):
[2]曹莉,刘琰.联合国框架下的国际碳交易协同与合作——从《京都议定书》到《巴黎协定》[J].中国金融,2022,(23):
[3]张硕,肖阳明,李英姿等.新型电力系统电-碳-绿证市场协同运行的区块链关键技术[J].电力建设,2023,44(11):
[4]朱亚明.绿色交易：助推绿色能源消费[R].安永研究与分析，2023年9月.
[5]毕春辉.CCER碳市场专题报告[R].财通证券，2023年10月24日.
