推动绿电、绿证和碳信用交易机制协同建设

目前绿色低碳发展已经成为全球共识，2021年底联合国第26届气候大会(COP26峰会)通过《格拉斯哥气候公约》，进一步明确了《巴黎协定》细则，再次重申了1.5摄氏度目标。截至2021年11月14日，全球已经有151个国家加入净零排放承诺行列，占全球GDP的90%，排放量占全球89%。在全球能源需求不断增长的前提下，可再生能源发展是实现全球2050年净零排放的关键路径之一，根据国际可再生能源署研究，可再生能源发展对净零排放的贡献度为25%，如进一步考虑绿氢，则可再生能源发展对净零排放的贡献度接近35%。2020年我国非化石能源消费比重约15.9%，预计2025年和2030年进一步提升到20%和25%左右。随着可再生能源的持续快速增长，与可再生能源主体地位相匹配的市场化机制需要进一步完善。

（来源：中国电力企业管理 作者：臧宁宁 本文刊载于《中国电力企业管理》2022年04期，作者单位：英大证券有限责任公司）

新能源快速发展需要市场化消纳机制

一是新能源市场化竞争力逐步增强。根据规划，2025年我国非化石能源发电量占比达到39%左右，比2021年提高约5.4个百分点，除水电、核电外，主要还是靠风、光发电拉动，侧重陆上大型风光基地、多能互补能源基地、海上风电基地以及分散式风电和分布式光伏开发。以2025年非化石能源消费占比21%计算，“十四五”风光新增装机超过5亿千瓦，年均新增超过1亿千瓦，其中风电年度新增4500万千瓦，光伏年度新增6000万千瓦；2030年非化石能源消费占比25%～27%，则2021～2030年年均新增风电装机4400～5000万千瓦，年均新增光伏装机7200～8000万千瓦，风、光合计年均新增超过1.2亿千瓦。目前光伏产业链技术变革持续推进，颗粒硅成本优势明显，大尺寸硅片趋势已经基本形成，P型电池效率接近极限，N型电池时代正在到来，光伏发电仍处于技术降本发展阶段。风电大型化加速带来度电成本的快速下降，2021年陆上风机招标价格由4000元/千瓦下降到2500元/千瓦，海上风电主设备价格由7000元/千瓦下降到3500元/千瓦左右，降幅接近50%，成本快速下降推动风电开启需求自发性增长之路。风、光成本的快速下降逐步具备市场化发展的条件。

二是新能源市场化消纳是发展方向。2021年11月，国家电网发布《省间电力现货交易规则》，提出所有的发电类型和企业都可以参与省间电力现货交易，鼓励省间绿电交易。2022年初，国家发改委和国家能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，进一步健全多层次统一电力市场体系，提高新能源市场化消纳水平。同时随着我国平价或低价可再生能源发电装机占比不断增加，绿电交易逐步成为我国电力市场交易的新品种，《京津冀绿色电力市场化交易规则》《南方区域绿色电力交易规则》等方案进一步推动区域和地方绿色电力交易实践。此外，近期国家发改委等七部门印发《促进绿色消费实施方案》，进一步推动绿电交易、绿证交易、碳排放权交易的联动发展，进一步提升绿色电力环境价值，明确提出统筹推进绿色电力交易、绿证交易，鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等发挥绿色电力消费示范带动作用，建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重，加强与碳排放权交易的衔接，研究在碳排放核算中将绿色电力相关碳排放量予以减扣的可行性。

三是推动新能源创新模式发展。2021年6月，国家能源局征求整县（市、区）分布式光伏开发试点申报；9月，国家能源局公布676个整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，并提出，2023年底前，试点地区各类屋顶安装光伏发电的比例均达到《通知》要求的，列为整县（市、区）屋顶分布式光伏开发示范县。2021年我国光伏发电新增装机5493万千瓦，创近4年新高，其中分布式光伏新增约2920万千瓦，在新增光伏发电装机中的占比超过一半。预计随着我国碳达峰、碳中和背景下整县分布式光伏开发试点的推进，我国分布式光伏快速发展进入新的阶段，预计“十四五”期间分布式光伏将成为拉动新能源增长的重要驱动力之一。绿电、绿证、碳排放权交易建设推进，将推动基于分布式光伏等业务模式的创新，如虚拟电厂、分布式光伏碳资产聚合等，进一步激发用户侧商业模式创新示范。

当前与可再生能源发电相关的市场化交易机制

相比传统化石能源发电，可再生能源发电具有电量和绿色双重属性，可参与电力市场交易、环境权益交易等，产品主要体现为绿电、绿证、碳信用等，通过拓展收入来源，降低绿色溢价，进一步提升风、光发电市场竞争力。

绿电交易

绿电交易是指电力用户或售电公司与绿电发电企业同步开展电力中长期交易和绿证认购交易，绿证与电量捆绑销售，购买方在绿电市场交易“直接购电+获得绿证”，交易价格由绿色电力电量价格和环境溢价两部分组成。

目前，我国绿色电力交易发展还处于起步和示范阶段。由于新能源发电随机性、间歇性和波动性特点，预测新能源发电量在中长期存在较大不确定性，中长期电量对于电量平衡意义不大，只有在日前和日内现货市场才能相对准确。随着新能源发电量占比的不断提高，新能源的规模化消纳需要现货市场的有力支撑，特别是跨省跨区电力现货市场。此外，与美国等发达国家成熟的绿电交易市场相比，我国的绿电交易仍然以自愿交易市场为主，主要体现绿色形象和社会责任，无刚性市场需求，目前需求方主要局限在跨国企业、高科技公司等。

绿证交易

我国绿证由发电企业向国家可再生能源信息管理中心申领绿证，核发后可在中国绿色电力证书认购交易平台出售，各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人均可认购。绿色电力证书(简称“绿证”)是一种电力凭证，它记录了特定的1000千瓦时上网电量是来自全国哪个陆上风电场或光伏集中电站。企业作为绿证供应方在认购平台上挂牌出售绿证，标明出售价格和出售数量，认购参与方按照规定在平台上进行交易。

绿证主要解决存量增量风、光项目补贴不足的问题。在增量方面，2019年国家发改委发文推进不享受国家补贴的风、光平价上网项目，该类项目不受年度建设规模限制，保障优先发电和全额保障性收购，平价和低价上网项目可通过绿证交易获得合理收益补偿。

目前，绿证主要满足市场主体消纳责任权重要求。我国已建立可再生能源电力消纳保障机制，各类直接向电力用户供/售电的市场主体共同承担可再生能源电力消纳责任，以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，还可以采用超额消纳量交易和绿证自愿认购的补充（替代）方式完成消纳量，市场主体可以向超额完成年度可再生能源电力消纳量的市场主体购买超额消纳量。电力交易中心负责建设、运营和维护可再生能源电力消纳凭证交易系统，该系统将同步市场主体的实际消纳量及绿证交易情况，计算市场主体的超额消纳量，每1兆瓦时超额消纳量生成1个可再生能源电力超额消纳凭证用于交易。

碳信用交易

碳信用（carbon credit)，指通过国际组织、独立第三方机构或者政府确认的，一个地区或企业以提高能源使用效率、降低污染或减少开发等方式减少的碳排放量，并可以进入碳市场交易的排放计量单位。一般情况下，碳信用以减排项目的形式进行注册和减排量的签发。除了在碳税或碳排放权交易等强制减排市场下抵销履约实体的排放外，碳信用还用于个人或组织在自愿减排市场的碳排放抵销。

目前，我国碳信用主要体现为国家核证自愿减排量（CCER），CCER指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量，可在碳交易市场中抵扣碳配额。参与自愿减排交易的项目应在国家主管部门备案和登记，且由经国家主管部门备案的审定机构审定。

根据信用的产生方式和管理方式，碳信用分为国际机制、独立机制、国家和地方的管理机制。从存量项目角度看，国际碳减排机制项目占据主导，但是从增量项目发展趋势看，碳减排市场从国际碳减排机制占主导逐渐过渡为独立碳减排机制、国内减排机制占主导的格局。据世界银行统计，截至2020年底，国际碳减排机制累计签发的碳减排量为29.48 亿吨，远高于位居第二的独立碳减排机制。同时，2020年全球碳减排项目注册量同比增长11%，新签发的碳减排量达到3.58亿吨，其中超过一半来自独立碳减排机制，独立碳减排机制核证的减排量同比增速高达30%。当前占主导地位的独立第三方自愿减排机制包括：核证减排标准（VCS）、黄金标准（GS）、美国碳注册登记处（ACR）、美国气候行动储备方案（CAR）等，几乎占据全球自愿减排信用总量的2/3。

企业的自愿承诺是碳信用需求增加的主要推动力。致力于净零排放和碳中和的企业是自愿碳市场的主要参与者和活跃者。独立市场碳信用需求较大的行业主要集中在能源、个人消费品及金融领域，特别是能源领域，能源企业交易量是第二名的9倍。根据联合国“奔向零碳”（Race to Zero）的统计，截至2021年6月，全球共有733个城市、3067家企业、622所大学提出了自愿碳中和目标承诺。

绿电交易市场发展建议

一是以电力为主线推进电-证-碳协同发展。可再生能源主要用于发电，电力的交易和使用具有广泛的设施和制度基础，且是唯一具有真正使用价值的商品，绿色体现了可再生能源的属性，使得当前上网的无差别电力商品具备差异性，即绿证、碳信用都是电力附属的产品，都需要跟电量挂钩，并通过绿电实现绿证、碳信用的可追溯性。需要进一步理顺绿电、绿证、碳信用交易之间的关系，针对可再生能源发展，建立以电力交易为核心，关联各相关系统及绿色产品，把绿证和绿电交易结果相匹配；进一步明确绿证和碳信用的关系，绿色证书作为可再生能源发电的绿色电力属性标识，探索可再生能源发电企业参与的碳市场抵销机制；合理设计不同市场的指标互认和抵扣机制。

二是构建适应风、光等新能源出力特性的电力市场体系。碳达峰、碳中和目标下，新能源将成为未来电力市场交易的主要品种。目前，我国跨省跨区电力交易主要以年度、月度、周度和多日等中长期合约交易为主。2021年11月16日，国家发改委和国家能源局批复国家电网有限公司《省间电力现货交易规则》，要求积极稳妥推进省间电力现货交易，有利于通过市场化手段促进清洁能源大范围消纳，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，助力实现碳达峰、碳中和。

三是加强数字化技术应用，推进与国际标准、机制的对接与互认。加快绿色电力消费、绿色产品认证等标准制定，接轨国际标准，推进区块链等技术的应用，全面记录绿色电力生产、交易、消费等各环节信息，保证不可篡改，确保绿色可溯源及精准化衡量，提升绿色产品国际市场竞争力。同时在强制减排交易市场中，目前全球各个国家碳市场交易规则差异较大，碳交易价格因区域经济发展程度不同存在较大差异，短期内全球统一碳市场建设存在较大障碍，但受贸易、欧盟碳边境调节机制（CBAM）等因素影响，碳配额的核算等相关标准将加快统一和互认，绿证、碳信用在碳市场中的抵扣机制将进一步趋同。