导语
随着新能源的快速发展，绿电交易成为促进新能源电力消费、体现环境价值的新型交易品种，但由于绿电、绿证、碳信用交易等碳减排产品在碳减排认定机制及权证界定方面的差异，导致市场之间还未形成有效衔接。
因此，文章通过对三个市场的差异化分析和共性研究，通过剖析“电-证-碳”市场间交互关系和存在痛点，提出在绿证统一可再生能源电力环境价值交易标的基础上，以“证电分离”为核心的绿证参与碳市场的协同发展策略，以期和各位交流探讨。
（文章来源 微信公众号：朗新研究院 ID：Longshine-R 作者：屈阳）
正文：
2022年，国家层面发布《国家发展改革委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，文件提出探索开展绿色电力交易，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。
电力交易中心作为电力市场交易平台建设、运营和管理的主体，以绿电交易市场建设为契机，加快推动建立完善的绿电-绿证-碳排放交易市场协同机制势在必行。
当前，已有学者对“电-证-碳”市场协同发展展开研究，提出通过理顺价格关系，以价格信号传导，促进电力交易、碳交易、绿证交易的协同作用；明确环境权益产品间的制度边界，建立面向不同类型环境权益产品的流通规则、核算体系间的联动和衔接机制等思路，但对于“电-证-碳”市场间的作用机理和协同路径方面研究较少。
本文通过剖析“电-证-碳”市场的关联关系，以绿电为基础探索构建以“证电分离”为核心的绿证参与碳市场的协同发展策略，为电力交易中心完善绿电交易市场，推动“电-证-碳”市场有效衔接，促进可再生能源发展和能源低碳绿色转型提供参考借鉴。
“电-证-碳”市场关系剖析
（一）“电-证-碳”市场相关介绍
“电-证-碳”市场指我国当前推进经济社会绿色低碳转型和“碳达峰·碳中和”目标实现的三个主要市场，市场介绍详见图1。
其中，绿电市场和绿证市场由发改委、能源局主管，其产品主要用于响应可再生能源消纳责任和主体自愿减排需求；碳市场由生态环境部主管，目前主要纳入火力发电企业，通过碳排放配额交易满足政府制定的碳排放约束需求。
图1 绿电、绿证和碳排放权交易市场概括表
从三个市场建设的目的及相关关系来看，绿电、绿证市场建设的主要目的在于引导电力用户为可再生能源消纳作出贡献，增强市场主体参与可再生能源建设意愿；碳市场则是以较低成本实现特定减排目标的政策工具，将控排责任压实到企业，并利用交易机制激励主体参与碳减排，其中，结合CCER碳减排机制的推出，进一步鼓励新的低碳技术应用，提供额外收益模式以提升其项目投资的可行性。
三个市场间政策机制、管理运作、交易体系等截然不同，但从电力行业而言，火力发电必然伴随着碳排放，清洁能源发电会产生环境价值，电力行业作为媒介，可以利用电力市场化调节机制推动三个市场实现链接。
（二）“电-证-碳”市场关系剖析
当前，碳交易市场和绿电/绿证交易市场均涉及发电侧企业，在可再生能源消纳责任（RPS）和碳配额政策约束下，碳价计入发电成本，绿证计入发电收益，均会对电力市场产生一定影响，进而推动绿电、绿证、碳市场间的价格机制和供需关系变化。
1、绿电市场-绿证市场交互
可再生能源电力消纳责任制度要求售电企业和电力用户协同承担消纳责任，需根据对应权重消纳可再生能源电力。绿证作为可再生能源电力环境价值的具现，可作为补充完成方式参与市场化交易。
在市场交互中，随着电力需求的提升，售电企业和电力用户所需完成的可再生能源消纳量增加，推动绿证价格和绿电价格提升，一方面吸引发电主体加大新能源投资，进而绿证市场中的绿证供应量更加充裕；另一方面，电力需求减少导致绿证需求降低，双向推动绿证价格和电力价格回落至相对稳定水平。
图2 “电-证”市场调节机制
2、绿电市场-碳市场交互
目前我国碳市场采用基于强度的配额免费分配机制，在免费配额之外的碳成本将纳入市场调度决策中，在配额之外的部分，需要考虑选择边际成本更优的机组进行替代运行，从而拓展火力发电利润空间，获取更高收益。
在实际运行中，电力价格上升，推动火力发电利润空间增加，火力发电企业加大发电行为，促使电力供应增加，碳配额需求增高，最终推动电价下降，碳价回升。碳价升高会压缩火力发电利润空间，火力发电主体减少发电行为，碳市场中碳配额需求降低，推动碳价下降。
图3 “电-碳”市场调节机制
在此过程中，高能效企业能够通过出售剩余碳配额获得额外收益，高能效技术机组的成本优势不断提高。因此，为提升企业发电利润空间，火力发电企业将持续推动发电机组高效化发展，进而提升火力发电行业的整体能效。
（三）市场交互过程潜在堵点
由于绿电市场启动于2021年，建立时间较短，相关交易机制以及与绿证市场、碳交易市场交互衔接仍需进一步完善，具体来看：
一是双市场并行情况下的证电关系失配。由于绿电市场和绿证市场对于“证-电”合一与分离存在明显差异，在绿电交易中，“证电合一”的方式只针对能够参与绿电交易的风、光发电量；在绿证市场中，多数绿证依靠“证电分离”模式体现，这种差异导致两市场并行情况下，存在发电主体覆盖范围不一致、绿证环境价值认可度不足等问题。
二是绿电交易市场化机制问题。受送出送入通道有限、各地政策支持参差不齐影响，绿电跨区交易更复杂，成本更高，在非特定需求下，用户更倾向于购买本地绿电，促使国内绿电交易市场形成严重的供需错配。
三是环境价值重复计算问题。当前，针对过去已申报CCER市场的发电并网项目，可能同时申请绿证与CCER的问题，尽管最新的绿证与CCER政策均强调了唯一性，但最新的《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》方法学是否对此进行明确尚不确定，绿证与CCER之间的制度边界尚不明朗。
四是绿电零碳价值属性未得到充分认可。当前绿电的碳减排属性未纳入碳市场核算，导致绿证/绿电难以作为商品直接参与碳市场的运行。
“电-证-碳”市场交易机制协同发展路径
基于“电-证-碳”市场交互机制及存在的堵点问题，结合国家最新下发的《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》（以下简称“通知”），加快推动“电-证-碳”市场交易机制协同可以从两个方面着手：一是充分挖掘绿电的环境价值属性，加快完善新政策背景下绿电市场与绿证市场的衔接；二是探索绿电的环境价值属性参与碳市场路径，促进绿电与碳市场衔接。
图4 “电-证-碳”市场交易机制协同发展路径
（一）充分发挥绿证作为可再生能源电力环境价值交易唯一标的属性
按照国家发改委、财政部、能源局发布《通知》规定，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，具有权威性、唯一性和通用性特征。在绿电交易基础上，以“证电分离”为核心，将“证电合一”的绿色电力消费凭证统一转化绿证，作为电力用户绿色电力消费和绿电属性标识认证的唯一凭证，由此实现绿电市场与绿证市场的有机结合，消除两市场并轨运行存在的证电关系紊乱和环境价值重复计算问题。
在推进新政策背景下的绿电/绿证市场建设进程中，需注意以下两点：
一是绿证核发范围扩大情况下的绿电绿证交易规模扩张。在《通知》中，关于绿证的核发范围从初始陆上风电和集中式光伏扩大到所有已建档立卡的可再生能源发电项目，绿证规模的扩张的同时需要考虑当前绿证仅能交易一次的特性决定了购买绿证绿电的主体主要以满足可再生能源消纳权重责任或自愿认购履行社会责任为主，缺乏有效的激励措施消纳新增绿证。
二是绿证在国际认可度方面仍有待提升。在《通知》下发前，国内绿证价格与固定补贴挂钩，绿电绿证认证技术标准不成熟，绿电与绿证环境价值重复计算等问题导致国际上对我国绿证认可度较低，国际碳关税规则中，仅认以PPA方式购买的可确定为可再生能源项目所发绿电，对于“证电分离”的绿证环境价值尚未纳入核算，因此亟需建立完善绿电绿证技术标准体系，提高国际相关标准参与度，强化绿证在国际上的认可度。
（二）探索绿电参与碳市场交易路径，扩大绿电零碳属性作用范围
可再生能源电力参与企业碳减排方式分为三种，第一种为可再生能源项目申请核发CCER进入碳市场交易，用以抵消最多5%的碳排放量；第二种为企业购买绿电直接减少企业外购电力，降低间接碳排放；第三种为企业购买绿证直接抵消企业外购电力间接碳排放。在新政策背景下，绿证作为绿电消费的唯一凭证，第二种与第三种路径实现整合，即以绿证抵消企业外购热力电力间接碳排放。
因此，在推动“电-证-碳”市场协同发展中，可以以绿证为切入点，从并入CCER项目和CCER与绿电分离两种方案入手，明确绿电参与碳市场路径，充分释放绿电环境价值。
1、作为自愿减排量并入CCER项目
当前制约绿电发展的主要原因在于市场主体对于绿电的需求范围受限，在履行可再生能源消纳权重责任外，仅能交易一次的绿证更多成为企业沉默成本，导致市场需求量不高。然而，从绿证与CCER的关系来看，其作为我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，而CCER一部分的价值也是在于可再生能源电力项目的环境属性，且CCER具有可重复交易性。因此，可探索绿证向CCER市场方向转化，实现绿证环境价值角色转变。
此方案的优势在于与当前碳市场兼容，可直接参与碳市场交易，且将绿证作为CCER参与碳市场，可避免绿证与CCER项目出现的重复计算问题。
在具体执行过程中，则需要考虑三个问题：
一是需要构建一套成熟的换算方法。鉴于现有CCER市场可再生能源并网发电方法学的可再生能源碳减排量核算公式为：
项目减排量=基准排放量-项目排放量基准排放量=本项目实施所提供的净上网电量*排放因子
CCER项目根据监测周期内的净上网电量监测展开碳减排量实际核算。绿证作为绿电上网环境价值的唯一凭证，可进一步研究关于绿证转化CCER项目的方法，如利用区域碳排放因子节点追踪环境下，核发绿证结合对应节点碳排放因子监测实现碳减排量转化。
二是需要构建跨部门的转换系统。由于绿证与CCER不归于同一个部门和系统，如果采用，需要重新构建一套包括发改委、能源局和生态环境部的跨部门协调机制和信息管理系统，避免出现“双重计算”风险。
三是转换交易问题。为避免绿证“炒作”，当前绿证仅可交易一次，但CCER可多次交易，因此，在转换后仍需规范绿证类CCER交易次数，防止市场漏洞出现。
2、直接抵消外购电力间接排放量
此方案即通过绿证直接抵消外购电力间接碳排放，其优势在于扩大碳市场中绿电参与范围和消纳比重，促进可再生能源电力发展，同时符合绿电对应的企业外购电力间接碳排放范围，政策实施成本较低。
具体实施中，同样需要注意三点问题：
一是当前碳市场主要纳入火力发电企业，外购电力间接碳排放量较少，待未来将剩余七大“双高”行业纳入市场后，此举措可取得更好成效。
二是防止用户“漂绿”行为。此方式下，可能存在用户仅消纳火电然后购买绿证进行碳抵消情况，后续可基于市场发展阶段利用绿证与绿电消费凭证的校对，梳理用户实际应用绿电情况，并规范非绿电碳抵消比重。
三是待绿电凭证可抵消外购电力间接碳排放后，碳排放配额基准线设定要根据绿色电力占比做相应调整，确保出现配额供给过多的情况。
结语
本文通过剖析绿证-绿电-碳市场之间的交互作用机制，挖掘市场间交互过程中堵点问题，结合国家新政发布，以绿证统一可再生能源电力环境价值交易标的，提出通过以“证电分离”为核心的绿证参与碳市场协同发展策略，明确其参与电力间接碳排放，扩大绿电零碳属性作用范围的协调路径，推动“电-证-碳”市场交易机制的有机衔接。
本观点立足于从全国统一的绿电交易市场和碳市建设，为推动电力交易中心加快完善绿电交易市场，规范绿电/绿证市场协调发展，促进可再生能源电力参与碳市场，推动碳减排产品的有效衔接，提供一定的思路借鉴。
【参考文献】
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[4]《IIGF观点|我国绿电交易发展情况、问题及建议》https://iigf.cufe.edu.cn/info/1012/5050.htm?eqid=eac6623f000096fc0000000664355c35
