绿色电力消费与碳市场衔接相关问题探讨-北极星售电网

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近期，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布了《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》，提出研究推进绿证与全国碳排放权交易机制的衔接协调。这是我国继提出研究在碳排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性后，首次明确了以绿证进行市场衔接。今年3月开始，天津、北京、上海碳市场陆续允许绿色电力按零排放进行核算。不同的是，天津绿电和绿证都在抵扣范围内、北京仅允许绿电抵扣、上海的抵扣范围为省间绿电交易。当前，地方碳市场抵扣规则的不同有本地化需求的考量，在《通知》明确提出绿证全覆盖以及绿证作为可再生能源电力生产消费的唯一凭证后，有待进一步完善绿证与碳市场衔接的相关机制设计。

绿证与碳市场衔接模式

这种模式，以电力用户购买的绿证作为依据，通过绿证对应的电量折算进行碳排放量抵扣。可用于抵扣的绿证包括参与绿电交易获得的绿证（证电合一模式）、也包括直接参与绿证交易单独购买的绿证（证电分离模式）。

绿证与碳市场衔接的内在机理：先将绿证作为绿色电力环境外部性价值的唯一凭证，再将这部分价值通过解决碳排放外部性的经济手段（即碳市场）予以兑现。绿证抵扣碳排放制度，一方面能够激励市场主体购买绿证，为绿色电力的环境外部性付费，从而为绿色电力的可持续发展提供资金支持；另一方面，这部分碳减排成本又将在碳市场中进一步传导至其他控排主体，即真正为环境付费的是那些没有购买绿色电力或者高排放的主体，从而实现“谁排放、谁付费”的目的。

绿证衔接的模式在业内引发过一些质疑，其中最主要的是绿证的额外性问题。部分学者研究指出，由于市场中的绿证供应量远大于碳市场中的绿证需求，存量绿证的存在将会稀释新增绿证的消费需求，绿证抵扣模式无法实际促进可再生能源替代高碳机组进行增量发电，不存在碳减排方面的额外性。同时，绿证已经能为新能源机组提供必要补偿，也不存在经济上的额外性。这两点与碳抵消机制的出发点存在相悖之处。

对于上述问题，其本质在于绿证与碳市场衔接的理论基础与CCER等碳减排信用产品的碳抵消机制是否相同。从抵扣机理看，前者是在电力间接碳排放的核算规则上进行优化，即统一的排放因子不尽合理，绿色电力的排放因子应该为零；而后者是一种补充激励机制，抵扣范围不区分直接排放或间接排放。因此，绿证抵扣与碳抵消机制本质存在不同，额外性不应成为绿证抵扣的必要条件。此外，若一定要考虑额外性问题，对于减排额外性，可通过限制用于抵扣的绿证范围来实现，例如《通知》中已明确通过两年内的绿证开展绿色电力消费认证；对于经济额外性，绿证抵扣模式只改变了为环境付费的主体，现阶段并不改变其经济额外性。因此，推动绿证与碳市场衔接能够有效发挥绿色电力消费与碳市场在推动能源低碳转型中的协同作用。

未来需要关注的问题

抵扣标准的问题

目前，已允许绿色电力消费抵扣碳排放的地方碳市场中普遍采取了直接扣减电量模式，相当于按主体所在碳市场的排放因子计算减排量，在允许异地绿证抵扣的情况下，可能与绿证标识的减排量存在差异，从而引起一定的争议，存在如何设置抵扣标准的问题。

绿证抵扣碳排放量的标准设置与政策目标导向密切相关。若仅从激励绿电消费，提升绿证交易总量的角度出发，可按照统一的排放因子（如主体所在碳市场采用的排放因子）进行折算；若考虑绿证的区域性差异，进一步引导高排放地区的新能源发展，则可采取差异化的排放因子，向可再生能源占比较低地区的绿证抵扣进行一定倾斜。

环境权益多方主张问题

随着未来消纳权重落实到电力用户，绿证既可以用于可再生能源电力消纳责任履约，也能用于碳排放量抵扣，而这将产生是否允许已用于履约的绿证再次在碳市场中兑现权益的问题。

就上述两个政策体系而言，是否允许绿证反映的环境权益两次兑现主要与二者在推动电源结构转型中的定位有关。允许两次兑现，意味着促进可再生能源发展目标的政策工具是消纳保障机制，碳市场是减排成本疏导的载体。这种情况下，绿证在两个政策体系中的功能不同。前者代表强制性责任，后者反映减排补偿，无论强制绿证或自愿绿证均可通过碳市场进行权益兑现。不允许两次兑现，意味着消纳保障机制和碳排放权交易机制均是促进可再生能源发展目标的政策工具。这种情况下，碳市场具备了可再生能源消纳保障的补充机制属性，以激励自愿绿证消费的方式促进可再生能源发展。此时，同一绿证反映的环境权益不应再重复使用，需要通过溯源追踪认证相关技术支撑确保同一绿色电力产品环境权益的唯一性。

可抵扣的绿证范围问题

《通知》明确提出绿证核发范围，包括风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电等可再生能源发电项目。其中，存量常规水电不核发可交易绿证，2023年以后新投产的市场化常规水电可核发可交易绿证。由于市场中存在多种绿证，在推动绿证与碳市场衔接的工作中，有必要明确可以抵扣的绿证范围。

综上，推动绿证在碳市场中予以抵扣，本质是将相关市场主体付出的减排成本在碳市场中进行传导。对于可交易绿证而言，无论产生绿证的电源类型是什么，市场主体均付出了额外的环境成本，因此应允许该类型绿证的成本予以传导；对于无偿核发的绿证而言，市场主体并未付出减排成本，因此也不满足抵扣的基本条件。

相关建议

一是完善碳市场核算规则，加强绿证抵扣的相关标准制度体系建设。推动纳入用电行业的碳市场完善配额分配及排放核算规则，基于“谁排放、谁付费”原则，将绿证作为绿色电力环境外部性的凭证，以绿证抵扣方式与碳市场进行衔接。加强与绿证抵扣相关的标准制度体系建设，优化碳排放因子测算方法、明确绿证抵扣范围与抵扣方法，做好与碳排放“双控”政策转型的衔接。

二是推动可再生能源消纳责任权重落实到电力用户，以绿证作为唯一履约凭证并明确其使用范围。进一步推动各地区将可再生能源消纳责任权重指标落实到电力用户等主体，以绿证作为履约的唯一凭证。统筹考虑政策工具与政策目标的匹配性、政策执行成本等要素，可酌情考虑允许同一绿证作为完成消纳责任权重和抵扣碳排放量的凭证，满足市场主体就其绿色用电的环境权益进行多方主张的相关需求，并做好绿证溯源、流通、确权等环节的技术支撑。

三是扩大新能源市场化交易规模，不断完善绿证价格的独立形成机制。继续推动新能源参与电力市场交易，提高绿电绿证交易积极性，通过在绿电交易中剥离绿证价格、单独开展绿证交易等方式，适度结合碳市场建设情况，不断完善绿证价格形成机制，逐步建立起独立的绿证定价机制。条件成熟时，允许绿证多次交易。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年08期，作者单位：南方电网能源发展研究院有限责任公司

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