研究报告 | 我国可再生能源电力市场交易发展与思考

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绿电价格主要由市场供需情况决定

绿电市场价格，主要由电能量价格和环境溢价组成，这两部分分别体现了绿色电力的生产运营成本和环境属性价值，计算方式存在一定差别。其中，电能量价格执行燃煤基准价，环境溢价则是根据当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。简单来说，绿电的市场价格，并不是由政府直接确定，而主要是按照保障收益的原则，参考绿色电力供需情况，依靠市场化方式确定。

据北京电力交易中心提供的数据，目前，国家电网公司经营区域绿电的溢价幅度约为20.53～105.52元/兆瓦时，其中宁夏、福建、重庆、天津、上海、浙江、江西七地的成交价格相当于当地燃煤基准价上浮20%左右的水平。同时，电力供应紧张，也会在抬高当地火电交易价格的同时，带动绿电交易价格上涨。

从地区来看，当前，国家电网公司的平均绿电价格要比燃煤基准价每千瓦时溢价8分左右，南方电网公司的上涨幅度略低，每千瓦时溢价也要5～6分。

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两大电网公司绿电交易规则对比

2021年8月28日，国家发展改革委、国家能源局正式复函《绿色电力交易试点工作方案》，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。其后，两家电网公司分别开始了各自的绿色电力交易探索。

2022年5月25日，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》率先发布，对绿电交易的定义、规则、机制等进行了明确。2023年8月，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）》发布，根据补贴项目参与绿电交易的最新政策对实施细则进行了修订，为国家电网公司经营区域开展绿色电力交易提供了规则引导。

2023年2月，广州电力交易中心会同广东、广西、昆明、贵州、海南等南方区域各电力交易机构联合编制印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，为区域内绿色电力交易的有序运行提供了执行及操作指引。4月，《南方区域绿电绿证市场建设工作方案》出台，对绿电交易的规则和机制进行完善，进一步挖掘绿电消费潜力。

从两份文件来看，其相同之处在于都对绿色电力、绿色电力交易的适用范围、绿色电力市场参与方、交易方式、交易流程等内容进行了明确定义，同时对“优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与交易”进行强调，并根据经营区域的不同发展特色在多个细节体现差异。

历经两年探索，当前，国家电网公司、南方电网公司绿色电力交易运行机制日渐完善，交易品种更加丰富，支撑市场规模持续扩大，为推动可再生能源健康发展作出积极贡献。

表1 两大电网绿电交易规则对比

资料来源：根据公开资料整理

其中，据北京电力交易中心提供的数据，截至2023年8月25日，国家电网公司经营区域绿电交易量478.6亿千瓦时，较2022年全年增长215%。同时，自2021年9月绿色电力交易试点启动以来至2023年11月中，南方电网公司绿电交易电量累计超过120亿千瓦时，并有望在2023年年底前实现全域电力现货交易。

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绿色电力省间交易与省内交易情况对比

从装机布局来看，我国风电、光伏发电多建设在资源禀赋好但经济水平相对落后、电力负荷相对较低的西北地区，与位于我国东南部的负荷中心出现区域错位。在这种情况下，大力发展绿色电力的省间及省内交易，成为缓解资源富集区与负荷中心的供需错配矛盾、优化绿色电能资源配置、推动资源优势向经济优势转化的一柄利器。

根据《绿色电力交易试点工作方案》《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》《南方区域绿色电力交易规则（试行）》等文件要求，我国开展绿电交易主要采用“省间与省内强耦合、批发与零售紧连接”的交易模式。其中，省间交易指电力用户或售电公司向其他省发电企业购买符合条件的绿色电力产品，旨在促进大规模资源优化配置。省内交易指由电力用户或售电公司通过电力直接交易的方式向本省发电企业购买绿色电力产品，旨在推动资源平衡。

近年来，我国能源主管部门及相关电网公司持续完善市场交易运行机制，为可再生能源电力参与市场交易构建了良好发展环境。同时，2021年11月，国家电网公司在开展跨区域省间富余可再生能源电力现货试点的基础上，编制并发布《省间电力现货交易规则（试行）》明确，通过市场化手段开展电力余缺互济、促进清洁能源大范围消纳，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易，对于促进绿色电力的开发和利用、推动我国能源结构低碳转型具有重要意义。

当前，我国可进行绿电省间交易的机构只有北京电力交易中心和广州电力交易中心两个区域电力交易中心，其他各省级电力交易中心仅可进行省内绿色电力交易，或将跨省区交易信息提交至北京或广州电力交易中心后由其统一组织开展。

自交易试点于2021年9月正式启动，我国绿电交易市场规模迅速扩大。其中，据中国电力企业联合会公布的数据，2022年，我国绿色电力省内交易量227.8亿千瓦时，超过2021年交易总量的36倍。

2023年11月5—10日，第六届中国国际进口博览会在上海召开。据国网上海市电力公司相关负责人介绍，本次进博会通过省间绿电交易的方式，从来自于安徽省的风电、光伏发电企业采购绿电800万千瓦时，覆盖了本届进博会展前、展中、展后期间的全部用电量，预计可减少碳排放约3360吨，也支撑进博会首次实现了100%绿电办展。

需要注意的是，目前，由于各省在开展绿色电力交易时会根据本省实际情况对交易品种、交易方式、交易流程、价格机制等详细规则进行调整，交易规则没有做到完全统一，在一定程度上阻碍了绿电省间交易的顺利开展，对绿电市场的长期持续发展已造成消极影响。

（三）我国绿色电力市场交易面临发展瓶颈

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不同交易方式之间缺乏有效衔接

伴随电力体制改革的日渐深化，我国绿证、绿电、碳排放权等电力交易形式快速发展，市场规模显著提升，为构建新型电力系统作出积极贡献。与此同时，由于我国可再生能源电力参与市场交易时间尚短，还未构建能够覆盖全国范围、包含所有交易方式的绿电市场交易顶层设计，导致不同交易方式之间缺乏有效连接。

例如，当前，我国还未建立相对明确的绿电权益流转认定和核销机制。电力市场中，还出现了一些电力交易品种“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，导致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，不利于绿电市场交易的顺利开展。

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绿电省间交易在机制、配套建设等方面还需进一步完善

当前，我国“统一市场、两级运作”的电力市场框架基本建成，形成了能够衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系，支撑电力市场化交易成为配置电力资源的最主要方式。与此同时，作为电力交易体系中发展相对较晚的一员，绿电交易目前还未形成顶层设计，省间、省内市场衔接存在一定阻碍。

在运行机制方面，我国绿电跨省跨区“点对点”交易渠道还未完全建立，交易品种及合同周期的灵活性有待提升，以更好地满足企业对绿色电力跨省区供应的迫切需求。

在配套工程方面，远距离输电的实现需要依靠远距离大容量输电能力及电网调峰能力的提升，需要企业投入更多精力开展电网相关技术攻坚才可能实现技术的持续升级。不仅如此，加快特高压输电工程建设，为绿电远距离输送搭建桥梁，也已成为加快绿电省间交易发展的关键。

近年来，为了严格控制碳排放总量，能够通过多种形式的市场经济手段帮助排放主体实现减排目标的碳排放权交易（简称“碳交易”），已成为全球各国应对气候变化的一条重要途径。

碳交易，指的是由政府确定碳排放总量目标及各主体碳排放配额，再由排放主体通过市场交易调整碳排放配额余缺，以达到总量减少目标。根据《碳排放权交易管理办法（试行）》的要求，当前，我国碳排放配额分配是以免费分配为主，小部分为有偿分配（主要是拍卖分配）。生态环境部会根据国家温室气体排放控制要求，综合考虑经济增长、产业结构调整、能源结构优化、大气污染物排放协同控制等因素，制定全国及各省级行政区的碳排放配额，再由省级生态环境部门向本地区内的重点排放单位分配年度碳排放配额。

早在2011年，我国就曾在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等七地开展碳交易试点工作。2013年6月18日，深圳碳排放权交易市场在全国七家试点省市中率先启动，其运行经验为其他地区开展碳市场交易提供了有益参考。

作为强制履约市场，碳市场的政策约束性远高于绿证及绿电交易。自2021年1月1日重新启动以来，我国覆盖全国范围的碳交易市场已开展两个履约期。第一个履约周期自2021年1月1日开始至当年12月31日共运行交易日114个，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元，履约率约为99.5%。其运行显著提升了企业碳排放管理意识和能力水平，其中2020年各类燃煤机组实际供电碳排放强度较2019年降低5%～13%，实际供热碳排放强度较2019年降低7%～12%。当前，第二个履约期的清缴工作已临近尾声，共纳入发电行业重点排放单位2257家，年覆盖二氧化碳排放量超50亿吨，截至11月15日履约完成率超过95%。

（一）我国碳市场分类

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碳排放配额（CEA）

碳排放配额（即CEA，Carbon Emission Allowance），简称碳配额，指国家分配给重点排放单位的规定时期内的碳排放额度，是碳市场的主要交易产品。

目前，我国碳市场还处于发展初期，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空八大重点行业被纳入碳排放权交易的范围，而被纳入全国碳市场体系的只有发电一个行业。为保证碳市场健康平稳有序运行，生态环境部于2023年3月15日发布《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》（以下简称《配额方案》），明确了配额发放、调整及清缴履约等管理流程，为相关主体如期实现目标提供有益引导。

据了解，由于2021、2022年我国碳市场建设刚刚起步，碳排放核算核查水平及数据质量监管能力尚待提升，碳排放数据存在一定不确定性。为了更好地保证配额分配总量符合预期目标，《配额方案》采取了“事后分配”的方式，即在2023年才对2021、2022年度的碳配额进行明确分配。同时，配额缺口率在10%及以上且确因经营困难暂时无法完成履约的重点排放单位，可向省级生态环境主管部门申请预支2023年度部分预分配配额完成履约（预支部分会在2023年度配额核定清缴环节进行等量抵扣），但预支量不能超过年度配额缺口量的50%，且不可用于交易、抵押等其他用途。

实践证明，这样的分配方式能够更加精准地把控配额分配总量和行业总体减排力度，既不会因为分配总量收缩过紧造成行业减排负担过重，也不会因分配总量过于宽松导致碳市场无法更好地发挥促进减排的作用。

尽管目前我国碳配额份额的分配仍以免费为主，实际上，已有多个地区开始探索有偿分配。例如，早在2015年，广东省就曾组织过2015年度的碳排放配额有偿竞价发放，并最终以统一成交价16.1元/吨完成全部30万吨的2015年度配额竞拍。2023年11月，上海环境能源交易所也组织了两场上海碳排放配额有偿竞价，并在第一次有偿竞价中，实现有偿发放总量100万吨，总成交金额达6751万元。此外，湖北、北京、天津等多地也都进行过地区性碳配额拍卖探索。

数据显示，截至10月25日，我国碳市场碳排放配额累计成交量3.65亿吨，累计成交额达194.37亿元人民币。按照规划，未来，伴随我国碳市场数据质量及制度的不断完善、管理水平逐步提升、数据获取时效性和准确度提高，我国碳市场也将由“事后分配”逐步转为“事中分配”或“事前分配”，有助于经营主体尽早明确预期，有更充足的时间完成碳配额履约。

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国家核证自愿减排量（CCER）

国家核证自愿减排量（即CCER，Certified Emission Reduction），即中国核证减排量，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。CCER交易，就是控排企业向实施“碳抵消”活动的企业购买可用于抵消自身碳排放的核证量，是全国碳排放权交易市场的关键补充。

早在2009年，我国就曾启动CCER交易规范性文件的研究和起草工作，并于2012年印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》两份文件，确定了CCER的交易机制及项目工作流程。2015年，国家发展改革委上线自愿减排交易信息平台，允许签发后的CCER项目进入交易所交易。然而，由于这一阶段CCER市场建设尚处于探索阶段，市场运行中出现了温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题，导致项目备案申请签发工作于2017年3月停止。截至此时，我国CCER备案量约为5288万吨二氧化碳当量。此后，尽管国家自愿减排交易注册登记系统于2018年5月恢复运行，但直至今日，增量项目的备案申请一直处于停滞状态。

在碳市场体系中，CCER是CEA的重要补充，能够为控排企业完成碳排放履约时提供更多选择。自2021年2月1日起正式施行的《碳排放权交易管理办法（试行）》明确规定，“重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量（不得来自纳入全国碳排放权交易市场配额管理的减排项目）抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%”。

从履约形式和减排主体来看，CCER与CEA存在明显区别。CEA是强制减排市场，以碳配额为交易对象，相关主体必须完成履约指标。而CCER则为一种市场化激励手段，交易对象为风电、光伏、沼气、林业碳汇等低碳绿色项目产生的自愿减排量，相关主体可以将项目减排量通过市场交易实现环境价值变现获得经济收益，可以看做是碳市场框架体系下对自愿减排主体的补偿和奖励。

表2 CEA与CCER规则对比

资料来源：根据公开资料整理

10月，生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，围绕自愿减排交易的各关键环节和参与主体，规定了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，被业内认为是我国CCER市场即将重新启动的信号。而生态环境部新闻发言人也在生态环境部例行新闻发布会上明确表示，力争于2023年年内尽早启动全国温室气体自愿减排交易市场，以有效发挥市场机制对控制温室气体排放、促进绿色低碳技术创新的重要作用。

当前，我国碳市场已启动两轮。截至11月底，第二个履约期的总体配额履约率超过95%，上海、海南、青海等多地已提前完成清缴履约工作。

表3 我国两个碳市场履约期运行机制对比

资料来源：生态环境部

从运行机制来看，第二个履约期基本沿袭了前一次的总体框架。例如，两次碳市场的履约周期均为两年，配额分配的覆盖主体同为电力行业，市场运行采用强制市场的履约机制且以碳配额为交易标的。在抵消机制上，重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵消碳排放配额，但比例不得超过应缴配额的5%。

同时，在第一个履约期探索、实践的基础上，第二个履约期在配额分配的年度划分、基准值、修正系数、履约方式等方面对部分细则进行了优化，以压实企业降碳责任，加快推动电力行业绿色低碳转型。

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碳市场交易出现明显“潮汐效应”

数据显示，全国碳市场第一个履约期碳排放配额累计成交量1.79亿吨，其中临近履约的11—12月合计成交量占比就达到了82%，市场交易分布呈现出明显的“潮汐效应”。

出现这一情况，主要是因为在我国碳市场第一履约期启动之时，企业对碳市场交易的框架及交易形式等了解还不够充足，导致市场观望情绪严重，企业“惜售”心理强，在一定程度上导致部分控排单位临近年度履约期结束才开始集中交易，使市场呈现出了年中冷淡、年尾火热的明显差异。

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碳市场交易体系有待进一步完善

当前，我国碳市场交易的第二履约期已临近尾声，经过两轮实践，碳市场运行机制逐步完善，市场规模明显扩大，但仍存在覆盖行业有限、交易品种不足等问题。

首先，目前我国碳市场仅包含了来自发电行业的两千余家企业，同属高碳排放行业的水泥、钢铁、石化、化工等行业并未纳入其中，碳市场覆盖范围还有不小的扩大空间。而以国有企业为交易主体的市场结构，也导致全国碳市场的活力稍显不足。

其次，无论是我国碳市场发展所处阶段还是国家下发的多个“双碳”政策相关文件中，都要求碳市场运行机制中增加更多的交易方式和交易产品，以加快全国碳市场的市场化进程。例如，目前我国碳市场仅纳入了发电行业，且配额全部免费发放，市场参与主体和产品均有待进一步丰富。同时，引入碳期货、碳期权等金融衍生品，能够进一步加强市场的价格发现功能、提升市场活跃度。

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价格波动无法充分反映市场信号

目前，我国碳市场的碳配额分配方式仍以免费分配为主。这一方式对企业的成本冲击相对较小，但无法充分反映碳配额的经济价值或企业的减排成本，难以充分体现碳价格对市场的引导作用。未来，还需逐步引入有偿分配制度，以凸显碳市场的引导作用，进一步完善全国碳市场制度体系建设。

同时，据不完全统计，当前大宗交易在我国碳市场中的占据绝大多数。其主要通过集团内部的配额调配、不同控排企业之间直接洽谈或居间磋商的方式实现，交易过程不够透明，会在一定程度上增加交易成本，同样无法充分反映碳配额价值或企业减排成本。

与我国相比，美国、欧洲等地区的可再生能源行业发展相对较早，绿电交易市场发展更为成熟。

作为世界上最早实施可再生能源电力配额制的国家之一，早在1993年，美国联邦环境保护局就为执行一项要求联邦公共机构采购可再生能源电力的总统行政令引入了绿色电力证书制度，并于2000年完成第一笔自愿交易。2001年，荷兰开始启动绿证交易。随后，绿证交易在日本、英国、澳大利亚等二十余个国家陆续启动。

在全球绿色低碳转型的背景下，近年来，全球绿电市场规模维持了较快增长。数据显示，2020年全球绿色电力市场规模超过3万亿美元，同比增长20%；2021年，全球市场规模增至3.5万亿美元，同比增长16.7%；2022年，全球市场规模进一步扩大至5.1万亿美元左右，同比增速近17%。其中，欧洲地区的绿色电力市场占全球比重位居首位，已超过半数份额；北美、亚太地区紧随其后，市场占比分别约为25%、12%，全球绿电市场呈现高度集中局面。

据业内预测，在2025年，全球绿电市场规模有望达到6万亿美元左右，年均增长率约为6%。

进入21世纪，欧盟、美国等发达经济体的绿色低碳转型需求日益强烈，提高风电、光伏发电等可再生能源电力的装机规模、扩大绿电使用量，已成为全球各国应对气候变化、推动能源转型的重中之重。

尤其是欧盟于2023年完全立法的碳边境调节机制（又称碳边境税或碳关税），征收范围覆盖了钢铁、水泥、铝、化肥、电力及氢等多个领域，要求针对其进口至欧盟或从欧盟出口的高碳产品缴纳相应额度的税费或退还相应的碳排放配额。这一法案生效后，导致这些产品的进口商须在进入欧盟时支付生产国碳价与欧盟碳排放交易体系中碳配额价格之间的差价，迫使相关制造企业努力降低产品制造过程中的碳排放量以降低出口成本。

历经三十年的探索与实践，当前，美国已形成可再生能源配额制强制市场与自愿交易并存、采购方式灵活多样的市场格局。其中，强制市场是各州政府在可再生能源配额制的基础上建立，要求其辖区内绿色电力供应商须在规定期限内提供一定比例的绿色电力供应量或完成规定装机容量，并进行监督考核。据了解，目前，美国执行强制配额制的29个州和华盛顿特区及2个附属地区均要求建立可再生能源证书交易市场，以保证资源匮乏地区的责任主体能够通过购买绿色电力或绿证来履行配额义务。可以说，强制配额制已成为美国绿证交易发展的有力保障。而自愿市场主要面向有绿电采购需求的企业或个人，使买方可以通过购电协议、购买非捆绑绿证、社区集中采购等更加多样化的方式满足绿电使用需求。

总体来看，美国、欧洲等地区的绿电交易发展主要呈现两个特征。

一是可再生能源发展规划与激励措施相结合扩大绿电消费市场。当前，丹麦、德国、英国等可再生能源起步较早的国家，通过多年实践均已形成较为完备、系统的法律法规体系和固定上网电价、溢价补贴、差价合约等财政激励措施，为拓展绿电交易市场规模构建可靠保障。同时，在《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）上，有116个国家签署了“全球可再生能源和能源效率承诺”，同意到2030年将全球可再生能源发电装机容量增加两倍，并将全球能源效率的年均提高率翻一番，为加快全球能源绿色转型提供有力支撑。

二是行政手段与市场机制相结合激发绿电消费潜力。行政手段，主要是以法律法规、行政命令等形式规定企业、机构、居民等市场参与者在能源消费活动中消纳绿电的比例，逐渐培养社会的绿电消费意识。市场机制，主要是通过市场化手段，以绿证为媒介、以电力市场和绿证交易市场为载体构建的绿电配额履约机制。可以说，当前，强制市场配额与绿证交易“捆绑”发展已成为国际上广泛应用的、促进可再生能源绿色发展的途径，能够有效激发市场活力，值得我国借鉴参考。

作为生产制造业大国，我国重视绿色电力发展，积极促进绿色电力消费，一方面是为了推动我国经济社会转型升级，另一方面是为了满足国际市场要求，确保在全球供应链格局中保持领先地位。

因RE100在国际市场上享有较高认可度，当前全球很多国家都把能否取得RE100认可视为绿证可信度的标准。近年来，全球市场上公认的绿证标准主要包含GEC（Green Electricity Certificate，即中国绿证）、I-REC（International Renewable Energy Certificate，即国际可再生能源证书）和GO（Guarantees of Origins，即欧盟来源担保证书）。

需要说明的是，尽管我国绿证已被纳入国际绿电消费倡议（即RE100）的认可范围，然而RE100在其于2020年8月发布的《中国绿证报告》中指出，当前中国制度下绿证拥有的环境价值，存在与超额消纳量以及CCER所对应的环境价值重复计算的现象，不满足RE100对绿证必须拥有完全的环境属性的要求，因此RE100只能对中国绿证做有条件认可，企业想要所购买的中国绿证获取RE100认可须向RE100做出额外解释和证明，承诺其绿证所对应电量的环境价值没有被出售、转让或在其他地方被声明使用。2023年5月，RE100在其发布的技术导则中再次指出，企业如需要使用中国绿证，要购买可再生能源项目开发过的所有碳抵消量，并同时提交强有力的使用说明。两项文件的发布，导致我国绿证在国际市场可信度相对偏低。

同时，欧盟刚刚生效的碳边境调节机制，在一定程度上迫使我国出口型企业需采用清洁环保技术以降低生产过程中的碳排放，或直接承担额外的关税成本，抬高了我国出口至欧盟产品的整体成本，在市场竞争方面落入下风。然而，从另一个角度来看，这一机制也将有效提升企业绿电消费的积极性，激发我国绿电交易市场发展潜力。

自试点工作启动以来，我国可再生能源参与电力市场交易规模快速提升，覆盖省份持续增加，但仍存在总交易量中占比相对较小、覆盖面可进一步扩展等问题。

当前，我国绿电交易量在全国电力市场交易总量中占比较小，需求侧潜力还有较大释放空间。据中国电力企业联合会提供的数据，2022年，全国绿色电力省内交易量占全国市场交易量比重约为0.43%；2023年1—6月，绿电交易仅占全国总交易量的1%，存在较大增长空间。

目前，我国绿色电力交易周期以多个月或年度交易的短期交易模式为主，操作方式相对灵活。与其相比，中长期交易能够提前锁定电力资源的数量和价格，市场价格相对稳定，生产经营可预测性更强，参与者的风险控制能力相对更高，更有利于行业的健康有序发展。

建议我国绿电市场开展交易时，引导可再生能源项目签订长期购电协议，将与用户交易的周期逐步拓展至5～10年，以构建更有利于可再生能源发展的长效交易机制，为绿电市场及整体行业构建良好的发展环境及制度保障。

（三）加强绿电消费与碳市场、能耗“双控”等相关机制的联动

当前，我国建立了绿色电力证书、绿色电力市场交易、碳市场、能耗“双控”等多个相关制度，从不同角度全力提升我国能源发展的绿色水平，加快推动经济社会全面绿色低碳转型。然而，由于这些机制分别由不同的政府部门负责，在运行机制、核算标准等方面尚未完全打通，一定程度上提高了相关企业的运行成本。例如，绿证与碳市场对可再生能源项目环境溢价的重复计算，就导致我国绿证在国际市场上的公信力有所降低，抬高了我国出口型企业的“出海”成本。

因此，建议加强不同市场、不同运行机制之间的有效衔接，以降低企业运营成本，促进行业快速发展。

首先，推动绿电市场与能耗“双控”机制的互联互通，促进绿电、绿证交易相关数据纳入能耗双控计算机制，并在核算中予以相关扣减。在通过能耗双控强制性提升绿电权威性的同时，一定程度上降低企业运营成本，加快我国绿色转型升级。

其次，加强绿证、绿电、碳交易三个市场的有效衔接，加快构建适应电碳市场协同的制度框架体系，明确规则标准、协调机制，加强电碳市场数据互通互认，促进绿电对应碳减排量纳入碳市场配额核减，统筹利用强制市场与资源市场，逐步构建“证—电—碳”协调运行的考核机制。

参考文献：

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