绿证、绿电及CCER现状及趋势分析

绿证、绿电及CCER现状及趋势分析

吕炳南

新天绿色能源股份有限公司 

摘要

CCER（中国核证自愿减排量 ）、绿证以及绿电作为可再生能源发展的支持性政策工具，立足于将可再生电力绿色属性转化为经济收益。在近年来中国可再生电力快速发展。目前，这三项政策备受关注，其中2021 年全国碳交易市场启动、2023年国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《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》，同时生态环境部已发布CCER管理征求意见稿以及方法学征集。本文将对三项政策工具实施现状、特点及存在的问题进行分析， 并展望其发展趋势；并对新能源发电、用电企业及政府管理部门提出用好政策工具、促进产业发展等建议。

一、CCER、绿证以及绿电发展现状与趋势

1.1绿证机制发展

近日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《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》(以下简称“通知”)。《通知》对完善可再生能源绿色电力证书制度、促进可再生能源电力消费作出了详细部署，宣告绿证进入了发展的第三个阶段。绿证发展大体可归纳为三个阶.

绿证1.0阶段-替代补贴：中国绿证机制最早于2017年试行。最初是为了替代新能源补贴、缓解补贴压力，核发对象限于享受发电补贴的陆上风电和集中式光伏项目。这一阶段绿证定价追随光伏和风电补贴标准（申请绿证需放弃补贴），风电和光伏绿证价格不同，被视为不同的产品。

绿证2.0阶段-平价绿证：2019年平价绿证诞生——不享受补贴的平价的风电、光伏发电项目也可以核发绿证。2021年启动了绿电交易、试点“电证合一”模式。这一阶段“绿电交易配套绿证”和“平价绿证”价格要低很多，开始占据绝大部分市场份额。

绿证3.0阶段-全面绿证：“通知”首次将绿证明确定义为“可再生能源环境属性的唯一证明”，不再区分光伏、风电与其他可再生能源，赋予绿证全新含义和功能，进入“全面绿证”阶段。

1.2绿电机制发展

绿电交易是在现有电力中长期交易框架下，将风、光等可再生电源从传统电源中分离出来，设立独立的绿电交易品种。有绿电需求的用户直接与发电企业开展交易，通过市场发现价格，交易后绿色电力的使用价值和环境价值同步交割，依托区块链技术追溯绿色属性，实现绿电从生产、销售到使用的全生命周期管理。绿电交易为电力消费端提供了直接购买使用低碳电力、降低用电碳排放的渠道。2021年9 月，国家电网和南方电网联合组织了绿电交易试点启动会，达成交易电量 79.35 亿千瓦时。参与交易的电力用户主要是出口型企业和跨国企业，用于满足其碳中和承诺或客户要求。此外，国内部分省市也积极推动绿电交易。自2018 年以来，京津冀、浙江等地已先后进行了尝试。2023年8月北京电力交易中心有限公司印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）》对绿电交易进行了进一步细化。

绿电交易从满足市场主体绿色电力交易需求来说，绿电认可程度高于绿证，绿电交易是先交易后交付，可以链接到实体的可再生能源电厂，更符合实际电力生产规律。缺点：在一定程度上限制了交易的灵活性。例如，为了实现绿色电力产品可追踪溯源，绿电交易以长周期双边协商交易为主。

1.3国内碳交易发展

自2017年3月份起国家发展改革委发布公告暂缓受理CCER相关工作至今，我国CCER相关申请工作已暂停近5年。目前在全国碳市场和各试点碳市场交易的CCER均为2017年3月份之前签发的存量。

全国碳市场第一个履约周期累计使用CCER约3273万吨，主要用于配额清缴抵销。通过碳抵销机制，全国碳市场第一个履约周期为风电、光伏、林业碳汇等189个自愿减排项目的项目业主或相关市场主体带来收益约9.8亿元，为推动我国能源结构调整、完善生态补偿机制发挥了积极作用。

2021年7月16日，全国碳排放权交易市场(以下简称全国碳市场)启动上线交易，第一个履约周期纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳市场。

2022年全国碳市场碳排放配额年度成交量0.51亿吨，年度成交额28.14亿元。全国碳市场上线运行以来，市场运行平稳有序，交易价格稳中有升，主体有序参与交易，企业减排意识不断提高。

全国碳市场碳排放配额累计成交量2.30亿吨，累计成交金额104.75亿元，每日收盘价在41-62元/吨之间，所有交易的成交均价为45.61元/吨。   

二、政策工具的联系与区别

2.1联系

中国绿电、绿证及 CCER 三项政策工具面向的对象、在制定时的出发点基本一致。绿电、绿证均立足于可再生能源发电项目，交易过程将可再生能源电力所具备的绿色属性转化为经济收益，提升项目的经济性。基于可再生能源发电的 CCER 项目所产生的CCER量在参与碳市场交易时，为项目提供了额外收益。

（二）区别

三项政策工具具有不同的认证渠道，分属于不同的交易体系。绿电交易目前由电力交易中心履行主体责任，依托区块链技术对市场交易全环节数据进行记录；绿证主要由国家可再生能源信息管理中心依托国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台核定和签发，并依托交易认购平台开展交易；CCER 则是由国家发展改革委正式批准的认证中心完成认证，进而在国家自愿减排交易注册登记系统完成登记后，主要通过参与地方或全国的碳排放交易进行，少量也可以经买卖双方自行洽谈交易。

目前价格区别：2022年碳减排CCER交易价格40-50元/吨；绿电环境溢价各省供需不太一样，价格差距较大，其中湖南省约为70元/兆瓦时、冀北区域约为60元/兆瓦时、广东省约为20元/兆瓦时、山东省约为20元/兆瓦时、广西省约为32.2元/兆瓦时、山西省约为60元/兆瓦时；绿证价格约为20-50元/兆瓦时。

   若未来，全国碳市场规定“绿电零排放”，将为绿证创造有效需求。

若未来，集中式陆上可再生能源发电项目不再具有纳入CCER范畴的必要性和正当性，CCER项目签发的规模或将显著缩减，公司陆上集中式风电将只能参与绿电、绿证交易。

若未来，CCER与绿证机制并行，纳入可再生能源项目但要求具体项目在两种机制之间二选一,需要避免项目重复使用环境属性，甚至用用绿证支撑减排量的监测核算。

三、政策走向分析

绿电和绿证制度与用电企业碳减排直接相关，但是目前用电侧绿电、绿证碳减排效果未在国内政策及核算办法中明确，暂时只是在理论上成立，因此企业对使用绿电产生的减排量能否获得碳核查的认可尚存疑虑。尽管如此，在全国碳市场启动之后，绿电交易受到用电企业的高度关注，从试点交易气氛比较活跃可见一斑。针对快速出现的市场需求，绿电交易政策或将加快探索完善，包括加快电力市场与碳市场的政策衔接、适时修订碳排放核算方法学体系、统筹电力的能源属性、绿色属性、绿电辅助服务成本等，合理确定绿电溢价机制，并逐步扩大或完善参与绿电交易的品种范围等

面向未来的可再生能源发电项目，三项政策工具之间可能存在竞争替代关系，从而制约其发展前景。其中，绿电交易兼顾电力的能源属性和绿色属性，依托于全国电力市场，政策

前景最为稳固；CCER 项目将可能须在参与绿电交易与参与碳市场交易之间进行“二选一”。目前，绿电交易属于中长期交易，交付物是电能量和环境价值。现货开展后，中长期电量需要分到每天的15分钟，电能量可以通过现货价格进行偏差结算，而环境溢价无法实现偏差结算，因此，预计未来将走向证电分离，绿证单独交易。