走近零碳｜衔接碳市场和电力市场，建立中国绿电市场化机制

在以绿色低碳为主要特征的新一轮能源转型过程中，发展包括水、风、光电在内的可再生能源成为各国政府的一致行动。笔者认为，市场化机制是促进绿电投资和消纳的重要政策工具，未来，应以发现绿电的环境价值为核心目标，建立绿电市场化机制。

绿电市场规模小，价格偏低

整体来看，尽管当前绿电市场化交易规模正在快速扩大，政府部门和社会各界期望也较高，但与中国可再生能源发电规模相比，其市场规模总体仍然较小、价格相对偏低。

（一）绿电缺乏顶层设计，无法有效统筹

从实践层面看，在涉及绿电的市场化机制（如CCER、绿证等）之外，可再生能源专场交易、打捆外送交易等不涉及环境权益交易的交易机制在一些地区依然存在。如不进行有效统筹，这会导致环境权益模糊不清，甚至可能产生环境权益的重复计算。重复建设、多头管理，不仅影响市场规模，还不利于开发更具灵活性和多样化的绿电产品。

（二）绿色权益不清，绿电价值无法得到充分体现

可再生能源电力消纳保障机制和绿证机制经最新修订后，优化了绿证核发范围、交易方式，明确了市场主体完成责任以自身持有的绿证为主要核算方式，但仍缺乏清晰的绿电权益流转认定和核销机制。在电力市场中，一些电力交易品种也存在“交易了可再生能源的电量，但未交易对应的环境权益”的情况，购售电双方以及电力交易平台对环境权益的认定存在差异。

自愿市场中，“一女多嫁”的现象屡见不鲜。比方说，项目同时获取国际绿证和国内补贴，补贴中已支付的大部分环境权益已属于全社会，但其环境权益又通过国际绿证实现了再次变现；分布式绿电碳普惠项目、新设的CCER海上风电项目以及仍未全部用于抵消的旧CCER绿电项目也涉及与绿证覆盖范围的交叉，绿证代表的减碳效益被重复计算。

（三）消纳保障机制约束力不足，绿电采购能力需加强

一是由于机制运行时间不长，初期为理顺机制，设置的可再生能源消纳责任权重较为宽松，不需要通过市场交易即可完成当地的责任权重，大部分省（区、市）的政府部门无需将配额严格分配至市场主体进行配额交易。

二是可再生能源电力消纳保障机制中缺乏对未能履约的惩戒措施，市场主体履约动力不足。

三是当前绿电的市场化交易电量规模较小，大部分地区的可再生能源均由电网企业统一采购并分销至市场主体，消纳责任难以通过市场交易落实到绿电消费主体。

因此，在政策中明确的部分承担消纳责任的市场主体（如大工业用户、售电公司等）没有实际履约，也未受到考核约束。

（四）自愿采购市场产品形式单一、灵活性有限，无法满足多元化需求

企业采购绿电的目的各有不同，有的是为了实现自身减排目标，需要实现对多地机构绿电的统一采购；有的是为了突破能耗总量控制目标，仅采购当年新增绿电；有的是为了满足更加严格的产品碳足迹审查要求，需要覆盖项目全生命周期的绿电合同；有的是希望通过采购绿电抵消部分碳排放配额。

而当前的绿电交易模式不够灵活，在交易平台选择、采购地域范围、合同时间长度、绿电技术类型等方面均有一定程度的障碍，尤其是跨省跨区交易的大部分电量仍以政府间合同的方式确定，也影响了绿电跨省跨区交易的开展。

此外，绿电交易和绿证交易过程中也存在信息不对称、不透明的问题，场内和场外交易信息披露仍有很大进步空间，这些信息包括可再生能源项目信息、绿证挂牌数量和价格、周期性的交易规模、场内场外各类交易的平均成交价等。

（五）绿证核发、履约、认证等基础能力仍有欠缺

国家能源局电力业务资质管理中心是核发绿证的机构，但绿证是否是体现绿电环境权益的唯一凭证尚待完全落地。尽管绿证交易机构将适时拓展至国家认可的其他交易平台，但交易平台资质要求仍不清晰。可再生能源电力消纳保障机制对于绿证的有效期、履约或核销的方式没有明确。在绿电自愿采购交易方面，绿证追溯体系不健全、第三方认证制度缺乏、相关标准体系缺失等是中国绿证尚无法与国际重要低碳组织和相关倡议标准实现互认的主要原因。 

建立绿电市场化机制的基本思路

（一）坚持“凭证统一”和“信息归一”

绿电的环境权益无法直接在电力的物理系统中识别，因此，需要对绿电进行识别并明确绿电的环境权益，这就需要统一的环境权益凭证，并建立一套围绕绿电环境权益的注册登记、交易结算和追溯系统，保障绿电环境权益的产生、交易和核销等信息的全流程管理。以绿电项目信息为基础，构建起一套包括注册、筛查、核发、追溯、核销、披露的全流程信息体系（见图2）。 

此外，应进一步完善绿证信息，包括：所在地、投产年份、装机规模、累计运行小时数、技术种类等项目信息；电量产生时间、采购方式（是否采用PPA、电证合一或用于替代补贴）、交易时间、交易平台等交易信息；获得经济激励政策信息（电价补贴、投资补贴、保量保价收购等）。

（二）高效匹配绿电供需，形成合理价格曲线 

首先，要坚持以稳步改善电力供应结构为目标，推进可再生能源电力消纳责任落实到用电主体，在稳步提升绿电消费占比的同时，为自愿采购建立充分反映环境价值的绿证价格。 

其次，应加大开发绿电的自愿市场，扩大绿电环境效益的应用场景，为绿电环境价值实现创造更好的市场环境。

一是要鼓励各类机构开发与绿证挂钩的产品，包括但不限于100%绿电产品、零碳产品等，充分挖掘绿电的环境价值；

二是要做好特殊绿电种类与能耗“双控”核算、CCER、电力市场等机制的衔接，充分反映绿电的额外溢价；

三是要加强电力零售市场对用户需求和绿电供给的衔接，鼓励售电企业通过整合电力市场服务、绿电采购和碳市场交易为企业提供集成的能源服务和碳资产管理服务，提升分布式发电和中小电力用户参与绿证市场的积极性。

还要加强对绿电市场的监管，规范市场运行。一是要强化市场准入，明确相关产品设计的基本原则、绿证适用基本规范，通过“黑名单”制度约束产品开发和交易行为；二是要加强各个自愿交易品种的信息披露，及时充分反映交易种类、规模、价格和市场主体类型；三是要做好各类市场信息的有效及时衔接，避免“一女多嫁”等现象。

最后，通过为绿证设置有效期、建立绿证回购和投放机制等方式，保障市场价格水平的基本稳定。

（三）加快培育基础能力，建立和完善配套机制和标准

加快信息系统和追溯核证平台建设。基于绿电项目管理信息和并网信息，加快完善绿电项目台账信息；建立和完善市场主体、交易平台和交易产品准入和监管系统；基于项目、交易平台和市场主体信息，建立并完善项目发电量合规筛查和追溯机制，避免双重计算，为开展第三方认证业务提供数据服务。建立第三方认证制度，结合各类交易品种的开发，培育认证服务业，提高认证能力和认证质量。基于国家绿电市场化机制设计，建立符合我国国情和激励生产低碳化的绿电交易和采购的标准体系，加强认证监管和国际标准互认。修订相关法律，保障绿证对环境效益主张的合法性。 

进一步完善绿电市场化机制的建议

（一）做好与碳市场的衔接

电力行业的碳排放是中国碳市场的主要控排对象。短期来看，由于初始配额分配是免费的，碳市场主要体现化石能源发电内部的效率差异，因此，绿电市场的作用仍无法替代，需进一步统筹好二者关系，做好各个环节相关信息的对接。在碳排放权交易中，需重点处理好电力间接排放的计算问题。应及时调整电网排放因子的计算方法，根据绿证核发和销售情况及时调整、更新各级电网的平均排放因子，避免绿电的减排效益被双重计算。

在CCER市场中，需重点处理好绿证与CCER的转化关系。相较于绿电市场，CCER（或其他减排信用机制）对减排额外性的要求更高。因此，应建立符合CCER标准的额外性筛查标准，划定可转化为CCER的绿证属性范围，重点支持先进的可再生能源发电技术。控排企业可持具备转化条件的绿证在CCER的管理机构进行登记，CCER的管理机构在与绿证管理机构完成相应绿证的核销后再将对应的减排量赋予控排企业。

（二）做好与电力市场的衔接

可再生能源尤其是新增的可再生能源参与电力市场的节奏将逐渐加快，可再生能源项目年发电小时数的个体差异性和不确定性将进一步增强。加之可再生能源发电的波动性和不确定性，以及与电力负荷在空间和时间匹配上的不平衡，其平均的度电价格水平或将显著低于其他电源类型。新增可再生能源项目的收益结构将随着电力市场和绿电市场的发展出现一定调整。因此，绿电市场化机制的建设要做好与电力市场的衔接，推动电力行业平稳地向绿色低碳转型。

首先，要做好计划与市场的衔接。建议优先采购对市场化绿电溢价价值需求较低的项目，并免费或以较低价格获得相应的绿证。对于暂时未进入电力市场、由电网企业统购统销的可再生能源发电量，则以市场化溢价价值正序的方式，根据可再生能源电力消纳责任权重要求采购绿证，对未获得过其他形式补贴的可再生能源发电量，根据当地绿证近三个月或半年的平均价格购买绿证，产生的资金和获取的绿证对全部电力市场用户进行平均分摊。

其次，要做好两个市场在价值分配、数据信息上的衔接。

最后，要进一步鼓励以PPA的方式采购绿电。一是建立更加有效全面的电力市场履约机制和发用电主体的信用评价体系，为发用电企业签署较长年份PPA提供信心和信用支撑；二是进一步完善电力市场体系建设，完善产品结构、提高灵活性，推动电力市场发现价格，为PPA提供价格标杆；三是基于省（区、市）间电力计划、新能源基地配套产业等探索具有经济属性的长期购电协议试点，为PPA提供模式参考；四是结合中国可再生能源资源与负荷分布不平衡的特点，探索尝试电证分离的虚拟PPA模式。

【作者韩雪系国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副研究员，高世楫系国务院发展研究中心资源与环境政策研究所所长、研究员。本文是国家自然科学基金专项项目“面向碳中和的国家气候治理体系变革与创新研究”（72140007）的阶段性成果，本文首发于《中国发展观察》2023年第4期，澎湃新闻经授权刊发，刊发时有编辑与删节。】