绿电、绿证、碳交易协同机制研究

党的二十大报告提出，要加快发展方式绿色转型，推动经济社会发展绿色化、低碳化是实现高质量发展的关键环节，倡导绿色消费，推动形成绿色低碳的生产方式和生活方式。积极推动绿电绿证市场建设，能够有效促进建立有利于可再生能源生产消费的市场体系，引导和培育全社会绿色消费意识，是促进能源消费绿色低碳转型的重要手段。近年来，我国大力发展可再生能源，推动能源绿色低碳转型，取得了显著成效。为建立有利于可再生能源生产消费的市场体系，培育全社会绿色消费意识，我国建立了绿色电力市场，电力用户通过参与绿电绿证交易，获得可再生能源发电的绿色环境权益。同时，碳市场作为实现“碳达峰、碳中和”的重要政策工具，也在促进企业减排温室气体、加快绿色低碳转型中发挥关键作用。为充分发挥两个市场优势，应尽快建立绿电、绿证、碳交易协同机制，在碳市场中体现企业使用绿色电力的碳减排价值，促进电力用户以购买绿色电力方式减少电力间接排放。

本课题针对我国绿电、绿证、碳交易政策制度基本情况，绿电、绿证、碳交易功能定位及比较分析，我国绿电、绿证、碳交易市场协同现状及存在问题，完善绿电、绿证及碳交易协同发展的关键机制等开展了系统研究，按照“梳理政策制度基本情况-剖析各自功能定位-分析形势与问题-提出机制完善建议”的思路开展。首先对我国绿电、绿证、碳交易政策制度进行了全面梳理；其次对绿电、绿证、碳交易功能定位进行了比较分析；随后对我国绿电、绿证、碳交易市场协同现状及存在问题进行了系统梳理与研究。最后针对目前存在的问题，提出完善绿电、绿证及碳交易协同发展的关键机制。

本课题主要研究内容包括：

一是分析政策制度情况。从绿电交易、绿证交易、碳排放权交易等方面对现有政策制度情况进行了全面的梳理。

二是分析功能定位。对绿电交易、绿证交易、碳排放权交易的功能定位进行深入分析，并对各类交易功能定位进行比较分析。

三是研究绿电、绿证、碳交易协同现状、形势及问题。对绿电、绿证、碳交易的国内协同现状，相关国际实践经验进行深入总结分析，在此基础上，提出我国绿电、绿证碳交易协同存在的关键问题。

四是提出关键机制。结合协同发展面临的关键问题，提出我国绿电、绿证、碳交易协同发展的关键机制建议。

本课题主要结论如下：

（1）功能定位

随着新能源去补贴化，以及新能源进入电力市场的步伐加快，绿电交易与绿证交易成为新能源进入电力市场体现其绿色属性、保证其合理收益补偿的重要方式，是实现碳达峰、碳中和目标的重要抓手，两者将协同发展，双轮驱动，共同体现绿色电力的环境价值。

全国碳市场是实现碳中和愿景的重要市场政策工具，可发挥市场在碳资源配置上的基础性和决定性作用，降低全社会减排成本，推动绿色低碳经济发展。

（2）协同现状

地方碳市场方面，天津、北京、上海、湖北、深圳5个省（市）发布政策，可在企业碳排放核算中将绿电交易电量扣除。2023年3月，天津市生态环境局印发《关于做好天津市2022年度碳排放报告核查与履约等工作的通知》（津环气候〔2023〕25号），在碳排放报告与核查中明确，各重点排放单位在核算净购入使用电量时，可申请扣除购入电网中绿色电力电量。2023年4月，北京市生态环境局印发《关于做好2023年本市碳排放单位管理和碳排放权交易试点工作的通知》（京环发〔2023〕 5号），在碳排放核算和报告要求中明确，重点碳排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为零。2023年6月，上海市生态环境局发布《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》，明确碳交易企业外购绿电在核算碳排放量时计为零排放。2023年11月，湖北省生态环境厅关于印发《湖北省2022年度碳排放权配额分配方案》（鄂环函〔2023〕201号），对于配额存在缺口的企业可进行绿电减排量抵销，抵销比例不超过该企业单位年度碳排放初始配额的10%。2024年8月，深圳市生态环境局关于印发《深圳市2024年度碳排放配额分配方案》的通知明确2024年度配额短缺的重点排放单位可使用当年度内通过市场化手段购买消费的绿电核减其超额碳减排量。

（3）存在问题

一是绿电购买难度大。当前，我国新能源发电总量能够满足用户绿电消费需求，但绿电资源与出口企业所在区域呈逆向分布，且省间交易中以落实跨省跨区优先发电计划为主、省内新能源发电以保障性收购为主，导致出口企业密集地区（例如：长三角、京津等地）达到欧盟认可标准的绿电供给量严重不足，增加了企业购买绿电的难度。

二是绿证交易价格远低于当前碳市场碳配额价格，全额抵扣对碳市场造成较大冲击。2023年我国市场化新能源电量6845亿千瓦时，可核发绿证6.845亿张，可抵扣3.81亿吨二氧化碳排放，完全覆盖当前碳市场碳配额缺口（2.1亿吨）。若按照绿证全核发计算，则可核发绿证将达到27.5亿张，对碳市场造成更大冲击。同时，相比于当前碳配额价格（90元/吨），绿证交易价格较低（19元/张，折合32元/吨），绿证全额抵扣将会造成大量碳配额盈余，对碳市场运行和碳定价机制产生较大冲击。

三是绿电绿证交易与可再生能源消纳保障机制有待统筹完善，绿证作为可再生能源电力消费基础凭证作用尚未全面有效发挥。可再生能源消纳责任权重未落实到用户，未来将绿证将作为可再生能源消费量认定的基本凭证，可再生能源消纳保障机制实施需要做好新能源市场化交易、电网企业保障性收购可再生能源电量与绿证交易、转移及核算的衔接。绿证核发全覆盖尚未有效落实，绿证作为可再生能源电力消费基础凭证作用尚未全面有效发挥。

四是绿证全生命周期管理体系尚未健全，绿证环境属性唯一性受到质疑。我国尚未全面落实绿证核销机制，包含核发、交易、划转、核销等机制的绿证全生命周期管理体系在我国尚未健全。缺少核销机制导致绿证最终应用场景不明，可能会存在重复使用、重复计量的问题，导致绿证环境属性的唯一性受到质疑。

五是绿电绿证认证体系尚未成熟，国际认可度不足。我国尚未形成官方认可的绿电绿证认证标准与认证机构。随着绿电绿证交易规模的不断扩大，绿电绿证认证需求随之增加，绿电绿证认证体系也需要进一步完善，例如部分企业在应对欧盟碳边境调节机制、欧盟电池法案等绿色贸易壁垒面临压力。亟须尽快出台相关国家、国际标准，推动国际接轨，提升绿电绿证的国际认可度。

（4）相关建议

加快完善绿电跨省跨区交易机制。一是与送受端省政府沟通，在省间优先发电计划安排前，由受端电网企业汇总省内用户绿电需求，在妥善处理保障居民、农业用户交叉补贴来源的前提下，探索以绿电交易落实新能源优先发电计划。二是加快推动新能源发电省间市场化交易，逐步降低优先发电计划占比。三是可通过优化省间通道分配方式、探索建立省间输电权等机制，为绿电交易预留通道容量。

推动绿电消费重点地区新能源发电参与电力市场。主要可以采用两种方式。一是逐步增加新能源发电参与市场电量比例。如对于新建新能源发电项目不再设置保障利用小时数，在保障新能源发电合理收益的基础上，降低存量项目保障性收购电量比例，增加新能源发电市场化电量供给能力。二是通过政府授权合约等形式引导新能源发电主动参与绿电交易。通过设计政府授权合约，保障新能源发电企业参与绿电交易后较长时间内的合理收益，引导其主动参与绿电交易。

因地制宜发展具有“两自四化”（即自平衡、自安全、小微化、绿色化、数智化、共享化）特征的自治型分布式新能源与出口企业自备直连供电模式。CBAM、《新电池法》均认可新能源直连消费模式，出口企业建设新能源直连项目的需求在增长，但新能源直连模式仍在探索阶段，需要进行科学引导、规范发展。构建具有权威性的绿色电力消费核算认证体系。健全全国统一的绿证核发、交易和监管机制，明确绿色电力定义、获取途径、认证时效等标准并向社会公开。完善绿色电力消费核算机制，健全完善绿电绿证交易账户体系，对绿电交易结算、绿证持有、转移、核销使用等信息进行记录，并据此进行绿色电力消费量核算，解决环境权益唯一性和可信度问题。

牵头所：新能源研究所

研究领域：能源电力战略规划研究

研究方向：新能源发展

项目负责人：王彩霞（副所长）

文章来源于国网能源院《能源研究观点·报告》（2024年第3期 总第3期）