未来，中国可再生能源电力参与的市场机制获得绿色价值补偿的方式主要包括国家核证自愿减排交易、绿色电力证书交易和绿色电力交易。

为此，德国国际合作机构(GIZ)作了《中国碳市场、绿证交易和绿色电力交易的政策梳理和衔接机制浅析》对绿电与绿证的区别联系，绿电市场与碳市场衔接进行了研究，报告认为：

从现行的交易制度来看， CCER 和绿证交易是两个平行的、并行运行的市场，同一个项目可以同时申请CCER 和绿证。绿证为符合要求的发电企业提供了一种可以提前拿到补贴的方式，而 CCER 是帮助企业将项目产生的减排量获取额外的碳资产收益。

与此同时，绿证交易和 CCER 抵销是在两个不同机制、不同主体和不同核算方式的市场进行的。购买 CCER的主体通常为纳入碳市场的重点排放单位，通过交易获得的 CCER 用于在碳市场中抵销配额，帮助企业以低成本履约;而绿证的购买方范围更广，包括受到可再生能源电力消纳责任权重指标约束的主体，及其他自愿购买绿证的组织和个人，其购买的绿证有助于完成可再生能源电力消纳配额要求，也可证明其消费电力为绿色电力， 实现相应的二氧化碳减排。

从实施难度看，绿电、绿证相对简单易行，且透明度高，监管约束机制强，交易成本也较低。

从覆盖面看， 碳市场的潜在覆盖面更广，既包括配额分配机制设计促进可再生能源发展，也包括促进能源效率提升，以及引导更大范围的产业结构调整。

报告部分目录、内容如下：

什么是绿证？

为引导全社会消费绿色电力，完善风电、光伏发电补贴机制，拓宽可再生能源补贴资金来源渠道，2017 年1 月，国家发展改革委、财政部、能源局联合发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易 制度的通知(发改能源〔2017〕132 号)》，明确从 2017 年 7 月起在全国范围内试行绿色电力证书(简称绿证) 自愿认购制度。

“绿证”是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有特殊标识代码的电子证书，是非 水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。与国际通行做法一致，绿证代表了可再 生能源电力的环境价值，可再生能源发电企业通过出售绿证获取环境价值收益;绿证的购买方则获得了声明权， 即宣称自身使用了绿色能源。但与国际做法不同的是，目前只有陆上风电、光伏发电企业(不含分布式光伏发 电)可通过可再生能源发电项目信息管理系统，依据相关文件申请绿证，其他可再生能源电力无法申请绿证。

企业出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。国家鼓励各级政府机关、企 事业单位、社会机构和个人自愿认购绿证，绿证经认购后不得再次出售，国家可再生能源信息管理中心负责对 购买绿色电力证书的机构和个人核发凭证。

绿证交易制度通常是可再生能源配额制的配套政策。2019 年，国家发改委、国家能源局联合印发《关于建 立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重。各承担 消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，同时可通过以下补充(替代)方式完 成消纳量:1向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量;2自愿认购可再生 能源绿证，绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。

随着风电、光伏发电规模化发展和技术快速进步，部分地区已具备平价上网的条件，国家发展改革委等于2019 年发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，提出“鼓励平价上网项目 和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿”，国家将通过多种措施引导绿证市场化交易。目前，根据产 生绿证的可再生能源项目是否享受补贴，绿证可分为补贴绿证和平价绿证两类。由于补贴绿证一旦出售，其对 应的电量将不再享受国家补贴，所以补贴绿证价格一直居高不下 6;而平价绿证来自于平价新能源项目，或补 贴期限已经结束的新能源项目，所以其价格相对较低。

2020 年，国家公布的 《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》中明确提出，自 2021 年 1 月1 日起，实行配额制下的绿证交易，持续扩大绿证市场交易规模，并通过市场化方式推广绿证交易。

2021 年度，我国风电绿证交易量为 13,181 个，其中补贴绿证占总成交量的 28%，平均交易价格为 193 元 / 个; 光伏绿证成交量共计 9967 个，其中补贴绿证成交量仅 15 个，平均交易价格为 650 元 / 个。无补贴绿证已经占 绿证交易总量的 84%，成交均价为 50 元 / 个。

什么是绿色电力交易？

为贯彻落实“双碳”战略部署、推动搭建新型电力系统，加快建设有利于促进绿色能源生产消费的市场化 体系和长效机制，推进绿色电力交易工作有序开展，2021 年 9 月，国家发展改革委、国家能源局正式批复了《绿 色电力交易试点工作方案》(简称《工作方案》)，拉开了中国绿色电力交易的大幕。2022 年 1 月和 5 月广 州电力交易中心和北京电力交易中心分别发布了《绿色电力交易实施细则》，对绿电交易的组织、价格、结算、 绿证划转等方式和流程进行了细化，为绿电交易常态化开展提供支持。

绿色电力产品是指符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。目前主要为风电 和光伏发电企业上网电量，根据国家有关要求可逐步扩大至符合条件的其他电源上网电量。绿色电力(简称“绿 电”)交易是指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足发电企业、售电公司、电力用户等市场 主体出售、购买绿色电力产品的需求，并为绿色电力产品的电力用户提供绿色电力证书。

根据《工作方案》及相应实施细则，绿电交易的市场主体包括:发电侧，目前为光伏、风电，未来发电侧可扩展到符合条件的水电等可再生能源;用电侧，目前为售电公司、电力用户，未来将逐步扩大到电动汽车、储能等新兴主体。参与绿色电力市场化交易的成员还包括市场运营机构，即负责绿电输送的电网企业、负责组织和管理绿色电力交易的电力交易中心、保障优先执行绿色电力交易合同的电力调度机构及向发电企业核发绿证的国家可再生能源信息管理中心。

绿电交易分为电力直接交易和向电网企业购买两种方式。电力直接交易主要面向省内市场，交易双方可通 过双边协商、集中撮合和挂牌等方式达成交易电量、电价，签订双边交易合同，实现绿电供需的精准匹配。在 无法满足绿色电力消费需求的情况下，电力用户可通过向电网企业购买其保障收购的绿色电力产品达成交易， 主要方式为集中竞价(电网代理保障性申报量价)、挂牌交易(电网代理保障性挂牌量价)及省间交易(电网 代理省内购电需求)等方式进行。省间市场化交易可通过市场机制实现绿电的优化配置，扩大了绿电交易范围， 有助于形成全社会消费绿色电力的理念。

绿电交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围的风电和光伏电量参与交易;已纳入国家 可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电力可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量将不再 领取补贴，不计入其合理利用小时数;分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。因此，绿色电力交 易可实现从计划体系下的定量定价转向由市场决策下的量价构成，通过市场机制分担补贴，缓解补贴缺口压力。

绿证与绿电的区别及联系

可再生能源电力与 CCER、绿证交易和绿电交易制度息息相关，这些制度在促进可再生能源电力发展的过程中发挥着不同的作用，也存在一定程度的交叉重叠。

绿证和绿电交易的关系

在应对气候变化的大背景下，国家宣布了碳达峰目标和碳中和愿景，可再生能源发展对于“双碳”目标的 实现具有关键性作用，国家规划了明确的可再生能源发展目标，以保证可再生能源电力发展的规模，确定市场 容量。与此同时，国家还颁布了一系列的政策措施和保障机制，着力在金融财税、价格补贴和保障消纳等方面 促进和保障可再生能源的大规模发展及市场化竞争能力的提升。其中，绿证交易可为可再生能源发展提供补贴 资金来源，助力我国能源转型，治理大气污染;为企业和社会大众提供便捷、权威的绿色电力消费途径，培养 我国绿电消费市场;为下一步强制配额交易积累经验。

在电力市场中，新能源参与电力市场已成为必然趋势，国家发改委、国家能源局《关于进一步做好电力现 货市场建设试点工作的通知》中明确提出新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期(如 20 年 及以上)差价合约参与电力市场;引导新能源项目 10% 电量通过市场化交易竞争上网(不计入全生命周期保障 收购小时数);尽快研究建立绿色电力交易市场，推动绿电交易。而在推进绿色电力交易试点的过程中，需要 还原绿电属性。如下图 9 所示。

综上，绿电交易和绿证交易都基于绿色电力。绿电交易以区块链技术保证交易过程中的“证电合一”，交 易绿电的环境属性不应在其他任何场合再次申明，从而避免重复计算。由此可见，我国实施的绿电交易相当于 捆绑绿证销售。但目前，我国绿色电力交易覆盖的项目类型为风电和光伏发电，而绿证覆盖的项目为陆上风电 和光伏电站(不包含分布式)，因此绿证和绿电交易尚未完全衔接。而且，绿电交易中的成交价格中既包含电力的能量价值又包含环境价值，即绿证价值没有单列出来，所以对于绿色电力环境价值的体现尚不明确。随着 全国碳排放权交易市场启动、电力市场体系逐步完善、可再生能源电力消纳保障机制下的超额消纳量交易实施、 绿证交易的开展，电力行业进入了一个多类型市场机制并存、共同促进“双碳”目标实现的市场化环境和格局。

绿电交易与绿证交易的充分融合

如前所述，国家发展改革委、国家能源局同意《绿色电力交易试点工作方案》的函复中明确，“建立全国 统一的绿证制度”，国家能源主管部门组织国家可再生能源信息管理中心，根据绿电交易试点需要批量核发绿 证，并划转至电力交易中心，电力交易中心依据绿电交易结果将绿证分配至电力用户。

这一方面明确了绿电交易是基于绿证的交易，相当于捆绑式绿证交易模式，购买绿电的用户将获得绿证; 另一方面说明绿电交易包含了电力交易及其对应的环境属性交易，实行“证电合一”。由此可见，符合相关要求的可再生能源发电项目可以参与绿电交易，也可以单独出售绿证。但目前绿电交易和绿证交易之间尚需要进一步协同统一:

项目类型一致是绿电与绿证交易统一的基础。目前符合绿电交易要求的项目为风电和太阳能光伏发电项目， 同时明确在未来条件允许的情况下，将纳入水电等其他可再生能源电力项目。而我国绿证交易则明确包含的项 目类型为陆上风电和光伏电站项目，分布式光伏发电项目不在绿证申请核发的范围内。尽管当前绿电交易的项 目主要来源于陆上集中式风电和光伏发电项目，但未来应考虑绿证交易和绿电交易的项目来源一致，才能实现 两个市场的协同发展。

增强绿证与绿电交易之间的相互补充和相互促进。绿证交易作为“非捆绑式”交易具有灵活的特点，买方 可以通过绿证交易机制购买任何地点、任何项目来源的绿证，但存在价格波动的风险和不稳定性;绿电交易作 为“捆绑式”交易通常以PPA(power purchase agreement)协议等方式15，签订长期合同。“捆绑式”虽然 限制了用户对绿证选择的范围，但其合同时间较长(一般为两年以上)，可以保证电量交易及其环境属性交易 的稳定性，并获得一定的价格优惠。目前我国绿电交易的合同时长多为几个月至一年，还需要在试点过程中不 断完善，发挥绿证交易和绿电交易的各自优势，从而实现绿证与绿电交易的相互补充和相互促进。

打通绿证在核发机构与绿电交易机构之间的划转通道。自 2021 年 9 月绿电交易启动后，广东、河北、山东、 浙江、江苏、江西、宁夏等省份陆续开展了少量绿电交易，但绿证在国家可再生能源信息管理中心与电力交易 中心之间的核发划转通道尚未打通。截止 2022 年 3 月底，绿电交易用户仍未获得绿证 16。因此，信息中心应拓 宽交易渠道，做好绿证核发、权属变更、注销以及绿证全生命周期信息记录和溯源工作，推动绿证与绿电交易 顺利开展;应建设全国绿证认购平台与电力交易平台的系统对接，为北京、贵州交易中心开设专用账户，推动 绿电交易中绿证的顺利交割。

绿证与可再生能源消纳保障机制的衔接

国家于 2019 年发布了《关于建立健全可再生能源消纳保障机制的通知》，按照省级行政区域对电力消费 规定应达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水可再生能源电力消纳责任权 重。各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量责任权重，同时可通过补充 (替代)方式完成消纳目标。补充(替代)方式包括自愿认购可再生能源绿色电力证书，绿证对应的可再生能 源电量等量记为消纳量，以及向超额完成年度消纳量的市场化主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量， 双方自主确定转让(或交易)价格。目前，我国绿证交易为自愿认购，尚未启动绿证强制交易，且绿证覆盖的 可再生能源电力来源比较单一，因此大部分省份实际执行的主要是电网组织的省间超额消纳量交易，未形成用 户对绿证(绿电)的需求推动作用。

国际经验证明，采用“配额制 + 绿证”机制，建立绿证消费强制市场是一种行之有效、符合市场化原则的 长效机制。我国可以考虑推动绿证交易与消纳保障机制的衔接，加快推动我国绿色电力消费，同时为可再生能 源发展注入长效动力。具体建议包括:

建立全国统一的绿电消费认证体系，统一绿证与消纳量;将市场主体持有绿证所对应的电量作为配额考核 的依据，被考核市场主体可通过购买绿证(绿电)完成考核;市场主体通过直接参与电力市场交易或从省级电 网公司购电的方式，一方面完成消纳保障机制的考核，另一方面也可用于作为使用绿色电力的凭证。

此外，可再生能源消纳责任权重涵盖所有可再生能源发电项目，因此绿证与配额制的衔接要求绿证核发和 交易主管部门将绿证涵盖的项目类型由当前的陆上风电和光伏电站项目拓展到所有可再生能源发电项目，否则 无法实现绿证与消纳量的统一。

总结目前，我国绿证交易尚未采取强制交易制度，绿证买卖完全属于自愿行为，新的 CCER 项目申请也处于暂停状态。绿证和 CCER 制度没有明确界定的部分尚未对企业造成实质的经济或政策执行方面的问题。但随着 CCER 相关政策重启和绿证强制交易制度的启动，届时，绿证制度和 CCER 制度的碰撞在所难免。

绿色电力市场与碳市场的衔接

碳市场中电力间接排放的核算

在全国碳市场中，重点排放单位需要清缴的配额既包括自身化石燃料消耗产生的直接排放，也包括使用外 购电力带来的间接排放。根据目前所使用的核算方法，计算外购电力的间接排放使用的排放因子为相应区域或 者全国的电网排放因子，并未考虑直供电等情形下企业所用电力的实际排放因子。

以水泥企业为例，为鼓励企业消费绿色电力，对于重点排放单位水泥熟料生产消耗电力产生的二氧化碳排 放，可考虑按照水泥熟料生产消耗的电网供电量和化石燃料自备电厂供电量，扣除该生产工段的余热供电量和 绿电电量数据，再乘以全国电力加权排放因子得出，采用如下公式计算:

式中:
—水泥熟料生产消耗电力产生的排放量，单位为吨二氧化碳(tCO2); —水泥熟料生产消耗的电网电量，单位为兆瓦时(MWh); —水泥熟料生产消耗的化石燃料自备电厂供电量，单位为兆瓦时(MWh); —该熟料生产工段的余热供电量，单位为兆瓦时(MWh); —水泥熟料生产消耗的绿电电量，单位为兆瓦时(MWh); —全国电网排放因，单位为吨二氧化碳 / 兆瓦时(tCO2/MWh)。

跨市场交易

尽管目前全国碳市场仅纳入发电企业，但是随着未来覆盖范围的不断扩大，碳市场中的非发电重点排放单 位也可以选择购买绿电的方式，减少由于电力消费带来的间接排放获得相对的配额盈余。若按照当前碳价每吨55 元计算，减排的边际成本约为 4.3 分 /kWh，与购买绿电需要付出的额外成本大体相当。从长期考虑，若碳 价按照预期逐步升高，绿色电力的成本势必随着技术发展和使用规模扩大而持续下降，则购买绿电扣减企业的 碳排放量则可能成为企业更具经济效益的选择 17。但绿电交易与碳市场的衔接需要解决以下几个问题:

明确绿电属性。保证绿色电力定义及包含项目类型在各市场中的统一性。根据各国国情不同，绿证的核发 范围、核发标准各不相同，但通常都包括风电、太阳能发电、小水电、生物质能发电、地热能发电和潮汐能发电。目前我国的绿证和绿电交易仅涵盖陆上风电和太阳能光伏电站项目，因此需尽快明确并拓展绿色电力及绿证核 发的项目范围，否则可能会造成只有风电、光伏项目可与碳市场实现衔接，则其他可再生能源发电项目的健康、 持续发展将受到冲击。

避免重复计算。应避免 CCER 与绿证的重复申请、重复计算风险。我国于 2017 年发布了《关于暂缓受理温 室气体自愿减排交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请的公告》，现存 CCER 均为 2017 年前核发;目前我国绿色电力交易多来自平价陆上风电和光伏电站项目，与 CCER 项目之间不存在重叠。但 CCER 重启后，对同一项目是否能同时申请 CCER 和绿证应需做出明确规定，以避免减排量的重复计算。

统一排放因子。需对绿证对应的减排量与其在碳市场中扣减的间接排放量进行统一。绿证对应减排量根据 减排项目中国区域电网基准线排放因子计算得出，根据发布的最新版 2019 年度排放因子，各区域之间存在较 大差异，从南网区域电网的 0.6565 吨 CO2/MWh 至东北区域电网的 0.8719 吨 CO2/MWh。但在全国碳市场中，企 业核算电力间接排放选择使用全国电力平均排放因子，最新版数据为 0.581 吨 CO2/MWh。两者之间存在的巨大 差异问题急需解决，才能贯通绿电交易与碳市场之间的衔接。

绿证、绿电交易与 CCER 交易

2021 年 7 月和 9 月，中国相继推出全国碳排放权交易(即全国碳市场)和绿电交易试点，由此形成了绿证交易、绿电交易、包含碳配额与 CCER 在内的碳交易三种市场机制并行的局面。

CCER、绿证和绿电交易均为自愿市场，在规则上相对独立，但在政策目标、市场机制、参与主体等多方面 存在着千丝万缕的联系，需要对其进行梳理。现总结三个自愿市场机制在目的、项目类型、交易产品、单位等 方面的信息如下表所示: