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1、绿证绿电与CCER的关系国家发展改革委、国家统计局、国家能源局发通知：明确新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制。此前国家发改委、统计局联合发文明确原料用能不纳入能源消费总量控制，至此，国家对能源消费总量控制的考核体系得以完善。不纳入能源消费总量的可再生能源界定现阶段主要包括风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电等可再生能源。以各地区2020年可再生能源电力消费量为基数，十四五期间每年较上一年新增的可再生能源电力消费量,在全国和地方能源消费总量考核时予以扣除。凭证：可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）是可再生能源电力消费的凭证。绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目，建立全国
2、统一的绿证体系，绿证原则上可转让，绿证转让按照有关规定执行。科学考核组织：统筹做好各地能耗双控考核。将新增可再生能源电力消费量从各地区能源消费总量中扣除，但仍纳入能耗强度考核。切实加强绿证管理。建立健全支撑体系。充分利用已有工作机制与核算体系，健全可再生能源电量认定与统计支撑体系。坚决杜绝数据造假。除了绿证,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还包括国家核证自愿减排交易和绿色电力交易。图8中国可再生能源相关政策体系 金融支持（发设运行26晤）金融 财税 税收优惠 税费减免 增值税税率下降支持专项资金支将进O设备税收优JB装备制造产业支持双破目标规划目标市场规提可再生能源规模
3、标杆上网电价 竞争性配昌确定电价 电价附加价贴地方冲贴 平价或低价上网 绿证交易相互 影晌电价朴贴可再生建源消纳 全交保隆性收购 电力市场化交易 可再生屋源电力潸纳保除 多元化利用近期以来国家及地方对绿色电力交易的推广力度也很大，2022年初，国家发改委、工信部、住建部、商务部等部门研究制定了促进绿色消费实施方案，方案鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力。随后，国家电网、南方电网公司陆续发布本区域绿电交易细则！江苏省政府印发的促进绿色消费实施方案明确：到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。对于暂停五年之久的国内自愿减排市场，10月27日，生态环境部召开1
4、0月例行新闻发布会，会议由生态环境部新闻发言人刘友宾主持，生态环境部应对气候变化司司长回答了很多当下的关切：在回答中国今年是否会考虑重启CCER,以满足碳市场运行过程中对CCER的需求时，生态环境部必寸气候变化司司长指出：力争尽早启动符合中国国情、体现中国特色的温室气体自愿减排交易市场。这意味着CCER将会重启，只是时间问题,坚定信心,做好准备。那绿证、绿电、CCER谁是未来中国可再生能源电力参与市场机制获得绿色价值补偿的主流方式呢？三者有何区域与联系!德国国际合作机构(GlZ)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
5、，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。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罚E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
6、的二氧化碳减排。从实施难度看,绿电、绿证相对简单易行,交易成本也较低。从覆盖面看，CCER市场的覆盖面更广，与清洁发展机制的做法保持衔接，既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。此外，CCER还考虑了项目投资、减排和可持续发展等方面的额外性。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
7、（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
8、、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，
9、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
10、，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
11、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
12、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
13、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
14、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演口保障机制，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
15、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。图8中国可再生笺源相关政策体系金融 财税 金融支持（发改运行266号） 猊收优惠 税费减免 增值税税率下降专项资金支持进口设备税收优惠装备IRift产业支持/支特双破目标规划目标市场规模相互 影晌可再生 能源规襄 标秆上网电价 竞争性配苣确定电价 电价附加扑贴地方补贴 平价0低价上网 绿证交界电价补贴可再生能源消纳 至额保阳性收知 电力市场化交易 可再生距源电力消纳保阳 多元化利用在电力市场中，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
16、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。图9绿色电力交界蛆织流程及关健环节南方电网蛆 织北京.广 州电力交易 中心做好缘 电交易的落 买全市场化绿 电：市场化 缥电不足 的.可蛆蜕 用户想电网 企业的买事 有补贴及其 保蹲收的的 域电色电力的环 境属性价 .参考缘 电供需情 况.合理设 或交易价格 上.下Ie
17、界与绿证机 丽的衔接.Sl家可再生 鹿源信患詈 理中心依娓 .向北 京.广州电 力交易中心 Rt核及绿 证图10爆色电力的属性与交易机制综上，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
18、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1各获得绿证；另一方面说明绿电交
19、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
20、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(powerpurchaseagreement)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
21、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
22、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上匕较单一,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
23、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
24、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，
25、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：E剪入电=(4电冏+40门各一“D余热一4域电)XEF电力式中：Em入电一水泥熟料生产消耗电力产生的指放量.电位为吨二辄化碳(ICoJ)：40电M-水泥熟料生产消耗的电河电最.冷位为兆瓦时(用Ih)：40门箫一水泥熟料生产消耗的
26、化石物料自备电厂供电量,总位为兆瓦时(MIh)：z“余热一谈熟料生产工段的余热供电龈.总位为兆瓦时(WTh)：4绿电一水泥熟料生产消耗的绿电电量，单位为兆瓦时(MWh)：EF电力一全国电网排放因.单位为吨二辄化碳兆瓦时QC0：/WO式中：一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);一水泥熟料生产消耗的电网电量单位为兆瓦时(MWh);一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);一水泥熟料生产消耗的绿电电量,单位为兆瓦时(MWh);一全国电网排放因，单位为吨二氧化碳/兆瓦时(tC02MWh)。跨市场交
27、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
28、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
29、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CO2MWh至东北区域电网的0.8719吨CO2MWho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CO2MWh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
30、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：4CCER,绿证和绿电的主要差异比较ICCER绿证绿电I目的给Si点播放睢位提供配期交易外的履约方式,帚助其完成减II：激励收纳入碳市场上体枳极M搏：同时为门型进忏碳中和的企业和组织提供抵消来源搬第政府朴岫资金统口压力：配令可再生能源电力消纲责任杈垂目标.所助企业完成配旗口k提供可再生能源电力环境仰值变现.兹励其发展：帮助企业完或UJ再生能源电力消纳项目来源CeER来源不仅限，新能源项目.还包括林业碳汇和甲烷利用等.此外CCER项U的开发球满足相关的方法学、热外性和环境完整性要求非水可再生能源电力.包括陆1:风电和光伏发电（分布式项目除外）域色电力节前为风电、光伏.本可犷展至水电第箕他可再生能源发电项目交易场所经法案的碳排放权交易所中国绿色电力证书认的交易平台电力交易中心交易产品核证白愿减持量绿色电力证书绿色电力消费证明绿色电力证书单位I吨COZ当量IMIhIkWh
