“电-碳”暂不联动，绿证将一文不值？

近期，生态环境部在完善碳市场建设方面发布了一系列举措，包括新一期温室气体排放核查通知、温室气体自愿减排管理办法和最新ccer方法学等。通过碳市场兑现新能源绿色环境价值本是行业关注的焦点，但令人遗憾的是，生态环境部的系列举措中，新能源算是颗粒无收。大家期盼的 “电-碳”两个市场联动暂告落空，而名噪一时的绿证是否将变得一文不值呢？

生态环境部新举措

（一）绿电交易和绿证排除在零排放核算之外

10月14日，生态环境部发布《关于做好2023—2025年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》，以规范重点行业企业温室气体排放数据管理。主要内容包括：

1.增加温室气体报告与核查范围。2023-2025年，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、民航等重点行业，年度温室气体排放量达2.6万吨二氧化碳当量（综合能源消费量约1万吨标准煤）及以上的重点企业，纳入年度温室气体排放报告与核查工作范围。其中，对于水泥熟料、铝冶炼、钢铁生产形成了专门的企业温室气体排放核算与报告方法。

2.明确电力消费的碳排放计算方法。使用且未并入市政电网、企业自发自用的非化石能源电量对应的排放量按0计算；通过市场化交易购入使用非化石能源电力的企业，需单独报告该部分电力消费量且提供相关证明材料（包括《绿色电力消费凭证》或直供电力的交易、结算证明，不包括绿色电力证书），对应的排放量暂按全国电网平均碳排放因子进行计算。2022年度全国电网平均碳排放因子为0.5703t CO2/MWh，比上一期电网碳排放因子下降2%。

根据上述内容分析，2003-2005年对除发电外的七大行业提出温室气体报告与核查的要求，是为将七大行业尽快纳入全国碳排放权交易市场做准备，释放了配额市场提速的信号。而其中，水泥熟料、铝冶炼、钢铁生产的核算与报告方法相对成熟，预计将是下一批纳入全国碳排放权市场的行业。

而对于早就引起行业关注的购买绿电、绿证能否不计电力间接排放，通知却淋了一盆冷水。其中对于绿电、绿证的处理又略有不同，尽管绿电、绿证对应的排放量均暂按全国因子计算，但用户可以提供《绿色电力消费凭证》或直供电力的交易、结算证明，来佐证采用市场化交易使用了绿电，这些证明文件来自于绿电交易，表明绿电未来可能纳入零排放核算范围。而对于国家能源局提出的“可再生能源电力生产、消费的唯一凭证”的绿证，却并不考虑在内，可见生态环境部仍将绿电交易放在更高的优先级。

（二）温室气体自愿减排方法学范围

近期，生态环境部发布了《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》和《温室气体自愿减排项目方法学》，正如前期判断，由于ccer的抵扣比例和份额限制，新的方法学加大了对额外性的要求，第一批方法学只支持造林碳汇、光热发电、海上风力发电和红树林营运，常规的陆上风电、光伏被排除在外。

绿电环境价值与“电-碳”联动落空

生态环境部近期举措，对于新能源来说可谓“颗粒无收”，也给热衷于研究绿电（绿证）以及“电-碳”联动的学者们泼了一瓢冷水。由于绿电（绿证）市场和碳市场有其新颖性，吸引了大批的学者、专家参与其中。对于利用碳市场推动新能源发展，也产生了大量富有见地、现实可行的建议。当前靴子落地，结果令人错愕不已。可以认为当前情况长期维持下去，碳市场对于促进电力绿色转型的作用将大打折扣。

（一）新能源绿色环境价值的重要意义

在补贴退坡、电力市场不断推进、电力保供压力增长以及新能源消纳难题再现的当下，新能源的绿色环境价值既是为其发展正名的金字招牌，更是助力绿电价值修复的工具，笔者分析过新能源发展当前面临“三座大山”：

一是显著增加的系统成本。由于新能源在功率调节、频率支撑和电压稳定等方面的劣势，带来电网系统成本的增加，新能源也将承担更多诸如调峰、调频辅助服务等系统成本。另一方面，以提升新能源调节性能的名义，各地纷纷要求新能源按比例配置储能，新能源承担了更多的投资成本，但当下并没有很好的机制促进所配储能的有效利用，这进一步增加了新能源的匹配成本。

二是电力市场带来巨大的价格风险。新能源极低边际成本以及不可调节特性，使其在现货市场竞价中相互之间产生“价格踩踏”，也难以在中长期市场中进行价格锁定。所以新能源参与电能量市场，将面临巨大的市场风险。同时，三北各省级行政区降低了最低保障收购小时，大部分地区的保障小时已不及国家发布的一半，这大大加快了这些地区的新能源入市步伐，可能导致新能源在电力市场上的“硬着陆”。

三是不合理投资成本增加。类似当年的土地财政，新能源富集地区有推动“新能源指标财政”的趋势。地方政府利用稀缺的新能源场址资源，对新能源开发商提出附带条件，以带动当地经济发展。尽管国家能源局反复强调“不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资或成本”。但各地政府对新能源项目投资提出各种附带条件仍比较普遍，某些地区要求产业配套金额甚至超过新能源本身投资。

新能源发展面临消纳、市场、政策等各方压力，只有继续坚持和相信“碳中和”战略，才能坚定发展新能源的道路。但获得合理的经济回报，也是行业继续发展壮大的基础条件，实现新能源绿色环境价值的兑付，以此继续撬动新能源发展，这是产业界和学界寄希望于“电-碳”联动的重要原因。

（二）“电-碳”联动并不复杂

“电-碳”两个市场联动的核心，在于如何将二氧化碳排放这一外部性转变成化石能源发电的成本，从而凸显可再生能源的优势。碳排放权交易市场发现碳价格，并将其传导至电力市场，以提升绿色电力价格和竞争力是其关键路径。根据欧盟、中国碳市场的不同，“电-碳”市场联动可以总结为两种方式：

一是欧盟模式。发电行业的碳排放配额全部通过有偿拍卖获取，配套自由的电力市场环境，煤电、天然气发电厂在电力市场报价策略中，将在电价中叠加边际碳成本，从而影响电力市场出清顺序，导致机组发电边际成本增加，抬升了电价中枢，从而通过电价的上涨使用电客户为碳排放付费。在该机制下，新能源的绿色价值是因为碳成本导致电价整体上涨实现的，从而自动实现了“电-碳”联动。而终端用户在电价中已为碳排放买单，在终端用户计算碳排放时，不需要计入电力产生的间接排放。

二是中国模式。由于中国碳配额免费获取，无法通过电力市场交易完全反映碳排放成本，所以需要在终端电力消费中计算间接排放。绿电的环境价值将通过以下联动机制实现：如果绿电零碳效果在核算时得到认可，必然导致绿电需求增加，将实现新能源电力在绿电市场上产生溢价。理论上，只要绿电溢价低于对应当量的碳成本，企业仍会优先购买绿电，所以绿电的绿色环境溢价将非常接近对应当量的碳价水平，其传导路径如下图。

随着以欧盟为代表的国际碳边境调节机制的推出，出口企业均需缴纳欧盟碳市场碳价与已承担碳成本的差额，我国加快过渡到有偿配额制，既有国际压力，也是全国碳市场建设的内在需要。但当下，中国不实施全面有偿配额，不会误伤煤电的积极性，符合当前我国的发展现状。在此基础上如果能实现绿电消费不计入终端排放的机制，我国将全社会边际电价提升变成定向支持可再生能源的绿电附加收益，对于促进新能源发展作用显著。

（三）难题来自于部门间的协同？

仅仅在终端间接排放核算的时候，按照绿电属性将碳排放记作0，就能促进新能源行业价值的提升，操作上并不困难。既符合能源转型方向，也振奋行业信心，但实现起来为什么会如此困难呢？

有论者认为，如果绿电不计排放，将导致其它部分电力的平均排放因子要更新，将增加因子计算的难度，降低其精确度。个人认为这个理由实属牵强，一则根据能源局、电网公司掌握的电力数据，要进行扣除绿电后的因子计算，只需额外统计绿电和其它电量数据即可，在操作上没有难点；二则电力平均排放因子本身更新慢，在空间维度、时间维度上精细度很差，本来就存在一定的误差，并不会因为绿电的计算而导致其精度变差。

个人认为，难的不是技术问题，而是部门协同的缺失。发改委是国家“双碳”工作的牵头部门，能源局作为能源工作的主管部门，全力促进新能源及配套的绿电、绿证机制的发展。2021年9月推动绿电市场起步；2022年1月，国家发改委等七部委联合印发了《促进绿色消费实施方案》，要求完善绿电（绿证）消费市场机制，建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制。

近日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《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》（发改能源〔2023〕1044号），不但确定可再生能源绿证全覆盖，也再一次为绿证背书：强调绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，绿证用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等。在绿电使用中，也提出：衔接碳市场，研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调。

此次《通知》发布，为绿证正名，也明确了绿证可溯源以及环境属性唯一化的问题，基本实现了可再生能源电力和绿电画上了等号，在碳市场中使可再生能源电力可同等按照零碳排放核算，为绿电与碳市场接轨打下了良好的基础。但似乎生态环境部并未接受各界在绿电、绿证方面的努力，没有碳市场的配套，带来的结果将是：绿证全覆盖后，供给将大幅增加，而碳市场并未打开绿证需求的口子，“多收了三五斗”的情况下，绿证正在跌入一文不值的境地。

期待其它政策工具？

稳定新能源的价值，是促进新能源产业长远健康发展的前提条件。继续等待碳市场与电力市场联动似乎远水难解近渴，凸显绿电环境价值，只能期望政府继续发挥能源体系政策工具，增强新能源市场需求和稳定其价值：

1.进一步完善可再生能源消纳责任权重的分配。逐步分解消纳责任权重至用户侧，市场化用户通过主动采购绿电，并以绿证作为完成消纳责任权重的凭证。这样通过强制性责任措施保证了绿电的需求，将给新能源发电的基本价格进行托底。

2.加快构建碳排放双控目标导向。国家提出实现能耗双控向碳排放双控转变，先期加快落实可再生能源不计入能耗总量与强度控制，推动企业积极购买绿电来克服能耗双控对生产规模的束缚，拉动绿电需求进一步增长。

3.充分认可绿证的交易和金融属性。允许绿证的再次交易，用户超额消纳新能源后可通过出售绿证进行获利，更好激励用户购买绿电的积极性。在绿电合同中，建议约定发用电曲线，基于发用电曲线的匹配度作为绿电实际执行和发放绿证的依据，促进发用电侧主动调整曲线，更好实现新能源电力的有效消纳。