中國儲能網(wǎng)訊：“碳達峰、碳中和”目標和能源“雙控”政策驅(qū)動下，我國綠色電力和低碳服務(wù)需求快速攀升，新能源環(huán)境價值進一步彰顯。
按照現(xiàn)行制度設(shè)計，新能源的環(huán)境價值既可以通過綠證（GEC）、國際綠證（I-REC、APX等）在綠證交易市場變現(xiàn)，也可以通過綠色電力交易、超額消納量交易在電力市場變現(xiàn)，還可以通過國家核證自愿減排量（CCER）及其他國際國內(nèi)減排機制在碳排放權(quán)市場獲得環(huán)境收益。
對于新能源發(fā)電企業(yè)，在進行項目投資評價時應(yīng)如何考慮未來綠色屬性收益？存量項目在參與綠證、國際綠證、綠色電力交易和開發(fā)CCER等減排機制之間該如何選擇？對于具有綠電需求和碳中和愿景的企業(yè)而言，是通過購買綠證、綠色電力，還是CCER來滿足需求？這些都是市場主體更為關(guān)心的問題。
當前，在建立健全面向低碳轉(zhuǎn)型的市場架構(gòu)過程中，針對國際與國內(nèi)市場以及國內(nèi)電力與碳市場中相對獨立的多重環(huán)境價值市場機制，需要以系統(tǒng)化的思維開展頂層設(shè)計，統(tǒng)籌做好電力市場與碳市場的銜接，厘清各類環(huán)境權(quán)益交易的邊界，避免環(huán)境權(quán)益重復(fù)計價。同時，需要加快綠色電力消費、綠色產(chǎn)品認證等標準制定，接軌國際標準，提高綠色電力消費與碳中和活動的采信度，提升綠色產(chǎn)品國際市場競爭力。
新能源獲得綠色環(huán)境價值的主要途徑及制約因素
綠證、國際綠證交易
根據(jù)我國現(xiàn)有政策對綠證的定位，綠證是“消費綠色電力的唯一憑證。”綠證可以在“綠證認購平臺”掛牌交易，也可以線下雙邊協(xié)商交易。一旦出售，補貼項目的相應(yīng)電量不再享受國家補貼?，F(xiàn)階段，綠證的核發(fā)對象主要為陸上集中式風電和光伏項目，而分布式發(fā)電、海上風電、光熱發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、水電以及同樣具有綠色屬性的核電尚未納入核發(fā)范圍。綠證只允許交易一次，不得二次轉(zhuǎn)售，不具有金融屬性和投資價值。
我國綠證自2017年7月啟動交易以來，由于實行取代補貼的政策，補貼新能源項目的綠證價格往往偏高，認購率很低。2021年6月，平價新能源項目綠證進場交易，綠證價格大幅下降，線上掛牌價格一般為50元/MWh，線下大宗交易價格多在50元/MWh以下，但交易仍然不夠活躍，主要受制于綠證的剛性需求不足以及對綠證的認可度不高等原因。由于缺少配額制的有效加持，目前國內(nèi)綠證市場仍是自愿市場，消費綠證或綠電均是企業(yè)的自主行為，綠證購買者主要是外資企業(yè)、出口加工企業(yè)及國內(nèi)RE100企業(yè)等。
此外，盡管當前我國綠證并無有效期限制，但多數(shù)企業(yè)會按照CDP（Carbon Disclosure Project碳排放披露項目）的要求執(zhí)行“21個月原則”，即企業(yè)當年財務(wù)報告期的12個月，再向前追溯6個月和后延3個月。因此，新能源企業(yè)由于擔心平價項目綠證“過期”，對早期的綠證會以更低的價格售出。
國際綠證在國內(nèi)應(yīng)用較為廣泛的是I-REC，多由水電和帶補貼新能源項目開發(fā)，售價較低，約為3～4元/MWh。2021年6月政策調(diào)整后，對中國項目只接受平價上網(wǎng)項目的申請。另外還有像APX的第三方綠證簽發(fā)機構(gòu)，是將新能源產(chǎn)生的綠證進行第三方認證，并由新能源企業(yè)售給用戶。
綠色電力交易
2021年8月，國家發(fā)展改革委、國家能源局函復(fù)國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)公司，同意《綠色電力交易試點工作方案》，要求推動綠色電力在交易組織、電網(wǎng)調(diào)度、價格形成機制等方面體現(xiàn)優(yōu)先地位，全面反映綠色電力的環(huán)境價值。同時，《方案》還明確“建立全國統(tǒng)一的綠證制度”，國家能源主管部門組織國家可再生能源信息管理中心，根據(jù)綠電交易試點需要批量核發(fā)綠證，并劃轉(zhuǎn)至電力交易中心，電力交易中心依據(jù)綠電交易結(jié)算結(jié)果將綠證分配至電力用戶。
這一方面印證了綠電交易是基于綠證的交易，綠色電力用戶將獲得綠證；另一方面，也明確了綠電交易包含了電能量交易及其對應(yīng)的綠色屬性（綠證）交易，實行“證隨電走”。新能源企業(yè)既可以參與綠電交易，也可以單獨出售綠證。與綠證的核發(fā)范圍一致，目前綠電交易產(chǎn)品類別主要為陸上集中式風電和光伏項目。
綠色電力交易的溢價部分可以視為綠證的價格。在2021年9月首次全國大規(guī)模綠電交易中，成交均價較中長期協(xié)議溢價3-5分/KWh（較火電基準價上漲約2分/KWh），溢價與綠證價格相當。
事實上，單純的綠電交易并不能全面解決新能源環(huán)境價值的實現(xiàn)問題。
一方面，綠電交易“證電合一”不能夠很好地滿足市場主體綠色電力需求。表現(xiàn)在空間上，我國綠證主要產(chǎn)生于三北地區(qū)，而消費者主要集中在東南沿海，綠色屬性的流動嚴重受制于電網(wǎng)物理架構(gòu)的約束；表現(xiàn)在時間上，綠電交易受制于新能源項目發(fā)電曲線和電力用戶用電曲線的匹配度，極大降低了綠證交易的靈活性；表現(xiàn)在交易主體上，對于未進入市場的居民、公益事業(yè)等用戶，無法通過綠電交易實現(xiàn)綠色電力消費。
另一方面，綠電交易與綠證、碳排放權(quán)、CCER交易市場難以統(tǒng)一。我國綠證、碳排放權(quán)、CCER市場實行全國統(tǒng)一市場，從不同角度發(fā)揮著助推碳減排的功能，市場價格緊密聯(lián)系并相互作用。而綠電交易以省內(nèi)市場為主，跨省區(qū)交易并行，交易價格隨各區(qū)域供求關(guān)系變化差異較大，難以實現(xiàn)相關(guān)市場的協(xié)同統(tǒng)一。
同時，現(xiàn)行方案將綠證價格與電能量價格合為一體，綠證價格“隱藏”于電價中，新能源的綠色屬性價值難以直接體現(xiàn)。國際上，綠證與電能量“捆綁”的交易方式，包括PPA協(xié)議等，一般在購電協(xié)議中分別明確電能量和綠證的價格，以便買方標識為環(huán)境價值付費的行為，來證明其綠色電力消費的有效性，實際上也是“證電分離”模式。
超額消納量交易
2019年5月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，按省級行政區(qū)域?qū)﹄娏οM規(guī)定應(yīng)達到的可再生能源電量比重，包括可再生能源電力總量消納責任權(quán)重和非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重。消納責任主體包括售電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶。
按照《通知》要求，各市場主體通過實際消納可再生能源電量、購買其他市場主體超額消納量、認購綠證等三種方式完成消納責任。可再生能源電力消納量購買完成后，由電力交易平臺同步至可再生能源憑證交易系統(tǒng)，存入市場主體消納量賬戶，每1MWh超額消納量生成1個超額消納憑證。
在實際運行中，盡管可再生能源電力消納保障機制于2020年1月已開始實施，但由于初期各省消納責任權(quán)重指標比較寬松，除個別省份外基本能夠完成，大部分省份未將消納責任權(quán)重分解落實和考核到市場主體，實際執(zhí)行的主要是電網(wǎng)組織的省間超額消納量交易，尚未形成用戶對綠證、綠電需求的推動作用。
CCER交易
CCER是國家核證自愿減排量的縮寫，是指對我國境內(nèi)可再生能源、林業(yè)碳匯、甲烷利用等項目的溫室氣體減排效果進行量化核證，并在國家溫室氣體自愿減排交易注冊登記系統(tǒng)中登記的溫室氣體減排量。在全國碳市場履約交易中，重點排放單位每年可以使用CCER抵銷碳排放配額的清繳，抵銷比例不得超過應(yīng)清繳碳排放配額的5%。
CCER市場價格主要由配額供需面和CCER抵銷政策決定，每噸CCER相當于1噸碳排放配額，其價格通常略低于碳配額價格，因此，CCER在碳市場具有一定的吸引力。根據(jù)路孚特模型估算數(shù)據(jù)，CCER自啟動至2017年3月暫停，全國共簽發(fā)約8000萬噸，用于省級試點抵消、全國碳市場第一個履約周期抵消以及企業(yè)碳中和消化后，目前市場僅存1000余萬噸，主要掌握在交易機構(gòu)手中。按照當前全國碳市場電力行業(yè)年排放量40億噸、CCER抵消比例5%測算，每年CCER需求量約為2億噸，市場缺口巨大。
CCER自2017年暫停后尚未啟動，新的CCER政策仍在醞釀過程中。需要注意的是，CCER項目開發(fā)的一個重要條件是要求具備“額外性”，即這種項目存在諸如財務(wù)、技術(shù)、融資、風險和人才方面的競爭劣勢或障礙因素，在沒有外來的CCER支持時就難以成立?！邦~外性”的意義在于CCER支持了可再生能源項目的建立與經(jīng)濟性的提升。因此，并不是所有新能源項目都能夠申請CCER，隨著新能源平價時代到來和裝機規(guī)模大幅度增長，預(yù)計新的CCER機制對新能源申請門檻也會提高。
不同市場機制的內(nèi)在聯(lián)系與相互影響
綠證與綠電交易
按照現(xiàn)行市場規(guī)則，新能源企業(yè)和售電公司、用戶既可以開展綠電交易，也可以單獨開展綠證交易。不過對于部分企業(yè)用戶來講，更傾向于接受綠電而不是綠證，認為綠電交易具有可追溯性，其綠電采購行為可以鏈接到實體的新能源電廠并具備綠色屬性認證。
實際上，除自發(fā)自用電量外，網(wǎng)上用電是無法從物理上區(qū)分來源的，并且我國綠電交易合同屬于中長期合同范疇，也僅是金融合約，而非物理交割。同時，綠證本身也具有可追溯性，每個綠證都詳細記載著其對應(yīng)的電能量來源信息。
從國際上看，所有的綠證交易機制都是虛擬交易。雖然綠證和綠電交易并不直接對應(yīng)企業(yè)消費的電能量，但都能夠證明企業(yè)為綠電消費做出了貢獻，支持了綠電的發(fā)展。
此外，自2021年9月綠電交易后，只有廣東、河北、山東、浙江、江蘇、江西、寧夏等省份繼續(xù)開展了一些綠電交易，但綠證在國家可再生能源信息管理中心與電力交易中心之間的核發(fā)劃轉(zhuǎn)通道卻遲遲未能打通，截至2022年3月底本文發(fā)稿時，用戶仍未獲得綠證。
值得肯定的是，綠電交易在激發(fā)潛在綠色電力用戶需求，探索綠色電力長期合作模式等方面起到了積極的推動作用，不僅為新能源項目帶來了溢價空間，也有助于引導(dǎo)能源消費方式創(chuàng)新，進一步推動清潔能源的開發(fā)利用。
因此，未來我國綠電交易與綠證交易應(yīng)該是長期并存、互相促進、互為補充的關(guān)系。
綠證與超額消納量交易
國際經(jīng)驗證明，采用“配額制+綠證”機制，建立綠證消費強制市場是一種行之有效、符合市場化原則的長效機制。因此，應(yīng)根據(jù)我國能源轉(zhuǎn)型總體目標，制定全國各省消納責任權(quán)重年度分解目標，并將消納責任權(quán)重分解至電力用戶、售電公司和電網(wǎng)企業(yè)作為剛性約束，以激勵廣大市場主體積極參與綠證和綠電交易，形成全社會推動新能源發(fā)展的局面。
需要注意的是，超額消納量交易要避免環(huán)境價值重復(fù)計算。比如新能源企業(yè)上網(wǎng)的綠色電能量在用戶側(cè)得到了分攤并計入了消納量，同時又申請并出售了綠證；而用戶既可以利用消納可再生能源電量和認購綠證來完成消納責任權(quán)重，又可以購買或出售超額消納量。在這個過程中，綠證與電能量是分離的，但又分別在消納責任權(quán)重中得到了認可。
綠證/綠電與CCER交易
溫室氣體核算體系（GHG Protocol）將碳排放分為三個范圍：范圍一（直接排放）、范圍二（企業(yè)外購電力熱力的排放部分）和范圍三（產(chǎn)業(yè)鏈上下游、外購商品和服務(wù)、員工通勤等其他間接排放）。目前，我國重點控排企業(yè)碳排放核算范圍為范圍一和范圍二，也就是說，在電力生產(chǎn)和消費環(huán)節(jié)，對火力發(fā)電的碳排放是重復(fù)核算的。
企業(yè)為了實現(xiàn)減碳或碳中和目的，可以使用CCER抵銷已核定的碳排放量，用于覆蓋范圍一、范圍二和范圍三。也可以通過采購綠電直接扣減其范圍二中外購電力碳排放部分。前者被視為抵碳，即先排放后抵銷。后者被視為減碳，即直接減少了碳排放。因此，后者往往更受到企業(yè)青睞。
同樣，符合條件的綠電可以申請CCER體現(xiàn)其碳減排價值，并通過CCER抵銷機制應(yīng)用于碳市場。也可以直接銷售綠電應(yīng)用于企業(yè)減排并獲得環(huán)境溢價收益。
目前，代表電力綠色屬性的綠證制度與CCER制度是并行的，現(xiàn)有政策并沒有要求兩者只能選擇其一。對于新能源企業(yè)，只要符合綠證和CCER的開發(fā)要求，可以同時申請綠證和CCER。
從開發(fā)成本角度看，綠證提供相關(guān)資料就可以線上申請，基本沒有成本。但CCER開發(fā)程序復(fù)雜，一般需要委托專業(yè)公司開發(fā)，會產(chǎn)生一定的開發(fā)成本，而且存在備案不成功的風險。
從對應(yīng)的減排量角度看，1個綠證對應(yīng)1MWh上網(wǎng)電量，1個CCER對應(yīng)1噸的二氧化碳減排量。按照全國電力平均排放因子0.581tCO2/MWh，一個綠證對應(yīng)降低0.581噸二氧化碳排放，即0.581個CCER。需要說明的是，由于目前我國不同區(qū)域電力排放因子不同，導(dǎo)致同1MWh的電量在不同地區(qū)產(chǎn)生不同數(shù)量的CCER。根據(jù)《2019年度減排項目中國區(qū)域電網(wǎng)基準線排放因子》，南方區(qū)域電網(wǎng)最低，為0.6565t。東北區(qū)域電網(wǎng)最高，為0.8719t，比南方區(qū)域高出33%。這一點從我們購買的綠證上可以看出，從不同電網(wǎng)區(qū)域的新能源企業(yè)購買同樣數(shù)量的綠證所標注的二氧化碳減排量是不一樣的。
從價格上看，2021年底，平價項目綠證掛牌價格50元/個，換算成碳減排量的價格約86元/噸，遠高于全國碳市場的CCER價格38元/噸。
需要注意的是，綠證與CCER同時申領(lǐng)是否會導(dǎo)致新能源環(huán)境價值被重復(fù)計算。據(jù)了解，正在制定的新的CCER政策已經(jīng)注意到這個問題。此外，正在編制的電解鋁、水泥等行業(yè)企業(yè)溫室氣體排放核算方法征求意見稿中，只將綠電納入間接排放扣減量，而沒有提及使用綠證可以扣減，有關(guān)單位和專家已對此提出相關(guān)建議。
完善新能源環(huán)境價值
實現(xiàn)機制的思考
做好電力市場與碳市場新能源環(huán)境價值實現(xiàn)機制的銜接，對于充分發(fā)揮市場功能，科學(xué)高效推進“雙碳”目標至關(guān)重要。
做好電-碳市場多種環(huán)境權(quán)益價格機制的銜接融合
統(tǒng)籌考慮電力市場與碳市場建設(shè)，厘清電、碳市場各種交易界面，由此實現(xiàn)綠證與綠電交易、綠證/綠電與消納保障機制、綠證與CCER等多種交易機制的銜接融合，避免環(huán)境權(quán)益在不同的市場被重復(fù)計算和交易，確保環(huán)境權(quán)益的唯一性，增強綠色消費證明的采信度。
同時，碳市場作為政策性市場，在制定碳配額分配方案和碳排放基準線等政策時，應(yīng)充分考慮碳成本在電力市場的有效傳導(dǎo)。在進行CCER等碳信用機制設(shè)計時，需要注意與綠證交易的銜接。在制定碳排放核算辦法時，應(yīng)明確綠證、綠電在重點控排企業(yè)的間接排放核算扣減機制，推動隱性碳價轉(zhuǎn)變?yōu)轱@性碳價，為鋼鐵、鋁、水泥等行業(yè)未來應(yīng)對歐盟碳邊境調(diào)節(jié)機制（CBAM）營造有利環(huán)境。
強化綠證的綠色電力消費屬性標識功能
需要進一步完善綠證交易機制，強化綠證的綠色電力消費屬性標識功能。
一是進一步強調(diào)綠證是消費綠色電力的唯一憑證，是綠色屬性的唯一載體。
二是擴大核發(fā)范圍。將分布式發(fā)電、海上風電、光熱發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、水電、核電等逐步納入綠證核發(fā)范圍，不同能源品種可以設(shè)置不同的綠證系數(shù)，或者在綠證上標注發(fā)電類型，以供市場主體根據(jù)需要進行選擇。同時，為了促進發(fā)電側(cè)綠證銷售，可以參照國際通行做法，將綠證有效期設(shè)定為兩年。
三是優(yōu)化核發(fā)流程。實現(xiàn)綠證認購平臺與電力交易平臺數(shù)據(jù)的銜接與互通，上網(wǎng)電量可直接生成綠證。同時，建立物理電量消納、超額消納量和綠證“三位一體”的可再生能源電力消納量監(jiān)測核算體系。
四是拓寬分銷渠道。目前綠證只能通過綠證認購平臺網(wǎng)頁及微信公眾號認購，交易渠道單一，可以將各電力交易中心拓展為綠證分銷渠道，有效銜接綠電交易、超額消納量交易等；也可以將碳資產(chǎn)管理機構(gòu)拓展為綠證分銷渠道，有效銜接碳市場；亦可適時引入社會分銷機構(gòu)。
五是建立認證體系。搭建綠證的核發(fā)、交易、核銷全生命周期的追蹤、認證系統(tǒng)。建立綠色能源消費評價、認證與標識體系，制訂綠色電力消費認證標準，明確國家權(quán)威機構(gòu)，對終端產(chǎn)品進行綠色電力消費認證和碳足跡認證，使綠色價值有效傳導(dǎo)至產(chǎn)品端，為購買企業(yè)帶來綠色品牌形象、獲取融資優(yōu)勢、滿足客戶綠色產(chǎn)業(yè)鏈需求等方面的商業(yè)價值提升。
六是加大綠證宣傳力度。引導(dǎo)社會公眾參與綠色能源消費，培育綠色低碳意識，踐行綠色低碳行為，形成全社會推進碳達峰碳中和的氛圍。
以“配額制”促進綠證強制消費市場
當前，雖然我國出臺了相當于配額制的消納責任權(quán)重制度，但由于消納責任權(quán)重指標相對寬松，尚未對綠證、綠電消費形成有效推動力。在推進我國碳達峰和能源低碳轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵時期，需要強化可再生能源電力消納責任權(quán)重的引導(dǎo)作用，通過消納責任權(quán)重目標保障綠證購買需求，以市場化的方式分攤新能源發(fā)展成本，為新能源項目提供穩(wěn)定、長期的環(huán)境價值收益。
因此，建議將我國非化石能源占一次能源消費比重目標進行分解，在逐年提升消納責任權(quán)重目標的同時，逐步縮小各地消納責任權(quán)重差距，以促進可再生能源電力跨省跨區(qū)交易，實現(xiàn)可再生能源電力在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置。對于如何處理好綠證交易與超額消納量交易的關(guān)系，建議將超額消納量交易限制在電網(wǎng)組織的省間交易，用于實現(xiàn)省與省間的消納平衡，或者取消超額消納量交易，全部統(tǒng)一到綠證交易上來。
處理好綠色電力交易與綠證交易的關(guān)系
需要保持綠電交易與綠證交易并行，互為補充。同時，堅持“證電分離”原則，綠電交易合同中應(yīng)區(qū)分電能量與綠證的價格，明確發(fā)電側(cè)環(huán)境價值收益，提升用能側(cè)綠色電力消費標識度。
另外，應(yīng)明確綠色權(quán)益全部歸屬發(fā)電企業(yè)，使以綠證為代表的新能源環(huán)境價值成為保障行業(yè)發(fā)展的重要推動因素。應(yīng)推動綠色電力跨區(qū)跨省“點對點”交易，充分發(fā)揮市場機制作用，逐步建立全國統(tǒng)一的綠色電力消費市場。不應(yīng)再核發(fā)“綠色電力消費證書”等，以保證綠證作為綠色電力消費證明的唯一性和權(quán)威性。
引導(dǎo)和鼓勵綠證、綠電PPA合作
當前，新能源已進入全面平價時代，同時也將全面進入市場而面對量、價風險，在確立以清潔能源替代實現(xiàn)能源低碳轉(zhuǎn)型的目標下，應(yīng)充分利用新能源發(fā)電成本比較固定的優(yōu)勢，積極引導(dǎo)、鼓勵市場主體間簽訂綠證或綠電5-25年P(guān)PA合同，建立促進綠色電力發(fā)展的長效機制。
綠證、綠電PPA一方面有利于新能源企業(yè)鎖定投資收益、控制投資風險、降低融資成本等，同時，也有利于用戶鎖定綠證或綠電成本，保障綠證或綠電長期穩(wěn)定供應(yīng)。建議在政策層面，加快建立起長期綠電PPA機制，并出臺相配套的交易規(guī)則，以此推動新能源高質(zhì)量可持續(xù)快速發(fā)展。
本文作者戶平，就職于國家電投集團公司營銷中心。
