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日前，国家发展改革委印发《关于内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案的复函》，同意在蒙西电网开展绿电交易试点工作。

国际上，典型国家绿电交易制度的发展基本经历了财政补贴——配额制+绿证——市场化绿电交易的过程。中国绿电交易尚处于试点探索阶段，面临着与其他政策衔接不完善的问题，推动绿电交易、绿证交易、碳排放权交易（“电-证-碳”）衔接联动是绿电发展的重要方向，其面临的挑战及应对策略都需要深入讨论。

如何构建“电-证-碳”衔接联动机制是绿电交易的一个重要问题。绿电与绿证存在“证电分离”与“证电合一”两种交易方式。绿证原则上可转让，企业购买绿证并不意味着企业实际使用了相应的绿电，而可能是为了消纳可再生能源配额或满足国外客户需求。目前，在新能源发电占比增加的情况下，电力系统的安全性和稳定性面临更大的挑战，而“证电合一”要求电网必须做到实时的消纳和调度，这会使运营成本大大提升。因此，现阶段“证电合一”和“证电分离”仍是两类并存的交易方式，但随着电网技术的发展和电力系统调节能力的提升，“证电合一”将成为主流的绿电交易方式。

发展现状及问题

中国的绿电市场与碳交易市场存在着紧密的联动机制。

一是碳电价格传导机制是连接绿电市场和碳交易市场的重要机制。全国碳交易市场的建立提高了煤电的度电成本，绿电的价格劣势相对减弱，有利于提高企业购买绿电的积极性。

二是电力企业同时参与绿证、绿电和碳市场。随着电力企业被纳入碳交易市场，火电的成本优势将被弱化，因此，电力企业将倾向于可再生能源发电项目，推动电力系统结构优化。

三是绿证记录了绿电详细的属性信息，是现成的、精确的碳减排量核销方式。若绿证的碳减排属性得到官方认证，那么绿证交易就可以与碳交易市场形成良好的衔接。

目前“电-证-碳”衔接联动面临着一些问题与挑战。可再生能源电力由于不稳定，难以实现低成本大规模绿电输送。“证电合一”的交易方式受制于可再生能源的输送能力。目前，急需绿电的企业大多分布在经济发达的长三角、珠三角以及京津冀地区，而绿电和绿证的供给方主要集中于“三北地区”，因此，“证电合一”需要解决远距离输电的难题。由于“证电分离”交易下的绿证销售不需要受制于物理电量的输送能力，便于东部发达地区的企业获得绿证。但随着市场交易制度及配套电网技术的完善，通过“证电合一”方式“把电变绿”只是时间问题。

首先是碳电价格传导机制不畅，电价信号作用未得到充分发挥。目前，电力市场化处在起步阶段，碳成本并能不能很好地通过电力市场传导至消费端，若碳价上升造成的成本增加主要由火电企业负担，则可能出现成本倒挂现象，降低企业发电的积极性。碳电价格传导不畅就无法很好地向电力市场传递碳价信号，无法缩小火电与绿电的价格差距，进而弱化绿电的市场需求。

其次，绿电的零碳属性缺乏官方认证。目前，仍缺乏确定绿电零碳属性的官方文件和核算方法，导致电力消费的碳排放核算不能体现出绿电的零碳属性。购买带绿证的绿电不能使企业在抵扣碳排放量方面享受益处，就无法通过扩大绿电需求来刺激新能源项目发展。此外，外向型企业购买绿证或绿电更多地是为了满足采购方的要求，提高企业国际竞争力，若国外碳关税对国内绿色证书的零碳属性缺乏认可，那么外向型企业购买绿证的意愿将被削弱。因此，如何实现国内绿证和国际碳关税的相互认可，是政府、企业以及相关机构未来需要考虑的问题。

再次，绿证价格高昂且国际认可程度不高。绿证认购平台数据显示，2022年中国光伏和风电补贴绿证的平均单价分别为647.9元/个和195.4元/个，光伏和风电平价绿证的单价分别为48.5元/个和44.5元/个。我国最为流行的国际绿证APX的价格一般维持在20~30元，低于中国绿证的价格。因此，有绿证需求的企业更青睐国际绿证。如果外向型企业购买国际普遍认可的绿证，那就不需要向客户多做解释，但是如果购买的是中国绿证，可能需要支付“解释成本”，或者支付成本更高的碳成本（如购买欧盟的碳价）。

最后，环境价值的界定标准与核算机制尚需完善。新能源发电企业环境价值变现的主要途径包括出售绿电、绿证或国家核证自愿减排量（CCER）。目前，国家和地方政策未明确规定或限制企业的变现方式，导致新能源发电企业可能将对应相同碳减排量的CCER、绿证、绿电卖给不同的企业，导致环境溢价重复计算的问题，也容易造成重复激励，导致盲目投资。

政策建议

针对以上问题，提出促进“电-证-碳”衔接联动的几个建议：

第一，促进各类市场协同发展，推动碳减排量互认抵扣。目前绿证、绿电和碳交易的协同发展框架初步显现，需要统筹考虑三个市场的顶层设计，加强绿证、绿电、碳交易机制之间的有机融合，通过设计科学、合理的互认机制和抵扣方式将绿电（带证）的购买与碳排放核算联系起来，使绿证成为企业抵扣碳排放量的重要证明。

第二，厘清碳排放核算边界，避免重复计算。要统筹考虑绿电市场与碳市场建设，厘清电、碳市场各种交易界限，避免环境价值在不同的市场被重复计算和交易，确保环境权益的唯一性。在未来CCER重启时，应规定企业和第三方机构在申报和评估项目时应明确报告CCER项目是否具有重复计算的问题；政府可以出台惩罚措施杜绝不法企业的投机行为；核算平台应加强信息互通，耦合核算体系，避免碳减排量重复计算。

第三，提高输电通道利用率，完善绿电交易体系。绿电市场的发展依赖于集中式和分布式风光等新能源项目的开发。目前，我国集中式新能源仍占主体地位。“三北”地区应推动大型综合能源基地的建设，现阶段可能需要重视支撑性煤电的开发，或者储能的布局，促进西部地区的新能源外送，不断提升输电通道的利用效率和可再生能源电量占比。此外，需要探索进一步建立健全跨区域绿电交易机制，并行推动绿电就近消纳及跨区域绿电交易，构建并完善全国统一市场体系下的绿电交易价格机制和绿电追踪配套机制。

第四，疏通碳电价格传导机制，充分发挥电价信号作用。疏通碳电价格传导机制，需要优化碳价形成机制和推进电力市场化进程。碳排放配额的设定和分配对碳价形成具有显著影响。因此，需要不断完善配额分配制度，随着未来市场机制建设的日趋完善，应逐步实行碳排放配额有偿拍卖机制。电力市场化建设是碳电价格传导的机制保障，在保证电力稳定供应的前提下，应继续提高电力市场化程度，促进碳成本向消费端转移，逐步提高绿电的相对优势。

第五，充分利用数字化技术，推动绿证国际互认。充分利用区块链等技术加强绿电、绿证和碳交易三类市场的耦合发展和数据共享，明确绿色价值交易和归属的唯一性，避免数据造假和重复交易。未来，在欧盟碳边境调节机制（CBAM）的影响下，随着碳配额核算标准的进一步统一，国际绿证与碳配额的互认和抵扣将对于提高出口企业竞争力产生更加重要的影响，要积极推进绿证碳减排量的国际互认，使消费绿电的企业享有更大的国际竞争力。

（作者系嘉庚创新实验室首席科学家、中国能源政策研究院院长）

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林伯强

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