不论是绿色电力交易、绿证体系还是各种类减排机制，均对绿电的环境属性“唯一 性”有明确的要求。如何选择一种开发机制以实现绿色电力环境效益开发的最大化，将成为新能源电力企业必须面对的问题。

自“双碳”目标提出以来，我国可再生能源电力利用水平不断提升，区域能源结构转型成效显著，弃水、弃风、弃光状况明显缓解，可再生能源在保障能源供应方面发挥的作用越来越明显。

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近年来，与可再生能源电力相关的政策密集出台，国家发改委、能源局等多个部委陆续出台《促进绿色消费实施方案》《“十四五”现代能源体系规划》《完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》等文件，都要求加快新能源发展，提倡用户参与绿电采购，以完成各地设定的可再生能源消纳的目标。当前，在能源安全、“双碳”目标、经济发展和民生保障等多元目标的相互平衡与引导下，可再生能源电力环境属性在不同机制下的经济价值成为最值得行业深入研究的议题之一。

绿电环境属性具有“唯一性”的要求

可再生能源项目发出的电力同时具备电力属性与环境属性，其环境属性在早期通过清洁发展机制（CDM）、中国国家核证自愿减排机制（CCER）等碳信用抵销机制实现；随着后京都时代的到来，CDM与CCER机制相继暂停新项目的申请，企业将可再生能源电力环境价值实现途径转向了国际绿证和国内绿证，但目前绿证的开发也存在部分问题，如国际绿证I-REC和TIGRs对申报主体要求高、申请流程复杂；而国内绿证早期申报门槛高，且不允许交易和注销，不符合大部分有需求企业的要求，购买量不尽人意。2020年1月，三部委联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，要求开始全面推行绿色电力证书交易，持续扩大绿电市场交易规模，实现“证电合一”。但目前国内与国际市场以及国内电力与碳市场中相对独立的多重环境属性实现的市场机制并存，国内与国际市场没有接轨，绿色电力制度与碳交易市场暂时无法有效衔接，造成了可再生能源电力环境属性不明确的问题。

不论是绿色电力交易、绿证体系（GEC、I-REC、TIGRs等）还是各种类减排机制（CER、CCER），均对绿电的环境属性“唯一性”有明确的要求。如何选择一种开发机制以实现绿色电力环境效益开发的最大化，将成为新能源电力企业必须面对的问题。

绿电环境属性不明确

造成认可度、接受度低

我国绿证目前的基础制度还不完善，2017年出台《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》的背景主要是为解决新能源补贴的问题，相关制度和法律依据尚未清晰，其定价机制、国际认可度都需要进一步加强。

绿电、绿证的主要采购方目前主要是为了证明企业消费了绿色电力产品，主要是绿色电力消费者履行社会责任，履行企业为应对气候变化而抵销碳排放量的要求。因此，对绿电产品的环境属性的可信度要求高，而我国早期证电分离的制度，让国际社会不认可我国的绿证，其解释成本巨大，导致购买方只能“被迫”选择国际绿证。

因此，电力环境属性的不明确给绿电、绿证的销售带来困难。

绿电或绿证与碳相互

转化渠道不畅通

如果碳市场能够从机制上充分认可绿电减碳的环境属性，在碳核算规则和指南中充分考虑到企业消费绿电的因素，工业企业用户消费绿电的部分对应的碳排放能够进行扣减，或予以合理抵扣，就会对使用绿电的企业产生积极的影响，该举措也将使绿电的环境属性和碳减排效益形成有效衔接，重点排放单位或高耗能企业将对绿电消费更有动力，从而扩大绿电市场需求。

但是，2014年底，国家发改委发布了《碳排放权交易管理暂行办法》，之后陆续发布了电力、水泥、石化、化工、钢铁、有色、造纸等24个行业的碳排放核算和报告指南，随后又发布了《工业企业温室气体排放核算和报告通则》等推荐性标准。上述文件均未明确企业购买绿电、绿证可以抵扣碳排放，导致企业主动购买绿电、绿证产品的积极性降低。

当前，我国用于计算企业碳排放的电力排放因子为省级区域电网平均排放因子，为该区域电网化石燃料燃烧排放因子和可再生能源电力排放因子的加权值，因此企业在使用电网排放因子时已纳入了绿色电力部分；如在核算时再单独对下网电的绿色部分进行扣除，则对电力的环境属性进行了二次消费，违背了“唯一性”原则，属于重复计算。

2022年1月出台的《促进绿色消费实施方案》提出：“加强与碳排放权交易的衔接，结合全国碳市场相关行业核算报告技术规范的修订完善，研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性”。后续需要继续关注相关规定的出台。

环境属性“唯一性”证明面临的主要问题

当前，不论是电力市场还是碳市场都对电力的环境属性的“唯一性”提出了要求。但是目前尚未有明确的标准用以证明其“唯一性”，即缺少公认的证明标准。

国内绿证（GEC）仅要求企业提交自我声明，其真实性是否进行核查尚未可知；而对于国际绿证I-REC，要求申请方进行自我声明，并有第三方机构进行核查，并由I-REC授权的发行人进行定期检查，目前无法获得第三方机构核查报告，其对“唯一性”的核查过程与方法不可知。

对于绿电交易来说，由于其证电合一特性，“唯一性”的证明可信度要远远高于GEC，企业接受度更高。

对于开发可以核算为减排量的绿电项目，以CCER为例，该机制提出的“唯一性”，是通过声明未在其他减排机制申请注册，如CDM、GS、VCS等，且通过第三方进行审定。

针对绿电机制与碳机制，国际绿证与碳机制可以共存，但同一批绿电的环境效益仍然不可以重复开发。I-REC标准明确指明I-REC与碳属于完全不同的机制，后者为一种抵销机制，即I-REC机制可以和碳抵销机制实现并存，实现“I-REC＋抵销机制”的收益模式。目前，有注册为CDM项目的风电项目同时申请了I-REC,当然在CDM申请签发时，需要扣除I-REC部分产生的减排量。

目前，我国绿电、绿证和碳机制的衔接通道尚未打通，CCER机制是否接受绿证，还需等待新的管理办法出台。

绿电、绿证与CCER等碳抵销制度对比

从现行的交易制度来看，绿证交易和CCER是两个并行的市场，暂无任何规定说明不能同时申请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，但必需承诺放弃补贴，而CCER是帮助企业将项目产生的减排量在碳交易市场上获取减排收益。

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。

从项目实施难度看，绿电交易、绿证申请及签发流程相对简单，并且有较强的监管约束机制，透明度高，交易成本低；从项目覆盖面看，碳抵销机制方法学覆盖范围更广，不仅包括可再生能源类项目，也包括林业碳汇、甲烷、能效提升类项目，能够引导更大范围的产业结构调整。

以下将从不同角度，对绿电交易、绿证和CCER展开分析。交易标的

绿证是将风电、光伏、水电等清洁能源的环境属性与电能本身剥离开来，单独交易的一种制度，也就是只交易“环境效益”，而没有“电力属性”；而绿电交易是将风电、光伏、水等清洁能源所发的电的“环境效益+电力属性”同时交易的一种制度，因此可以说“1兆瓦时绿色电力=1兆瓦时火电+1兆瓦时绿证”；CCER交易标的是基于项目层面的减排量，根据《碳排放权交易管理办法（试行）》第二十九条：在全国碳交易系统中，重点排放单位每年可以使用CCER抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。因此CCER是一种具备资产属性的“碳信用”，但没有“电力属性”。

标的类型

绿电和绿证交易既包括存量项目也包括新增项目，其中国内绿证交易的是非水电可再生能源项目，而国际绿证交易可包括水电类项目。

CCER项目在重启之前的存量项目为2017年3月份之前签发的减排量，除可再生能源项目外还包括甲烷、林业碳汇等使用国家自愿碳减排方法学开发的项目，且在暂停前对项目开发时间节点要求为2015年1月1日后开工的项目，并且2年内必须完成项目审定；预计重启后会限制存量项目，且对新增项目开发的时间节点有新的规定，目前来看开发潜力最大的项目类型依次为林业碳汇、甲烷、可再生能源。

国际绿证现在要求必须是平价上网的项目；国内绿证和绿电交易既可以是平价上网项目，也可以是含补贴的项目，含补贴的项目申领绿证或参与绿电交易后不再享受补贴；CCER对电价无限制，只是在做“额外性”分析时要考虑所有补贴带来的收益。

交易次数

在交易次数方面，绿证和绿电不允许二次交易，也暂未出现以绿证和绿电为标的物的抵押、质押等融资手段。而CCER则不限制交易的次数，并且存在基于CCER的多种融资方式。

市场认可度

从目前的市场认可度来看，国际绿证要远高于国内绿证，其中最主流的是I-RECs，其次是TIGRs；而国内绿证目前存在定价不合理、缺乏相关的法律依据，因此市场认可度不高。

目前，我国绿证交易市场呈现交易率和挂牌率“双低”的现象，风电绿证的活跃度高于光伏绿证，但成交价却低于光伏绿证。2020年，国内绿证已完成了在RE100（100%使用可再生能源组织）范围内的互认工作。但在实际操作中，海外市场认可国内绿证仍面临一定的“解释成本”。

现在CCER主要是用于全国碳排放权交易市场以及各试点城市碳排放权交易市场进行配额抵销。国际航空碳抵销和减排计划(CORSIA)也有一个抵销机制，国际航班可以用国际民航组织认可的碳抵销项目完成碳排放控制目标，CCER是其中六种被认可的抵销手段之一。

溢价收益

国际绿证方面，一张I-REC的价格在3~4元左右，度电溢价收益为0.003元/千瓦时到0.004元/千瓦时之间；一张TIGR的价格在18~30元左右，度电溢价收益为0.018元/千瓦时~0.03元/千瓦时；国内绿证方面，当前国内不含补贴的非水电类可再生能源电力申领的绿证挂牌价统一为50元/张；此前享受国家补贴的非水电类可再生能源电力申领的绿证价格则高达100~800元/张。因此，度电溢价收益在0.1元/千瓦时~0.8元/千瓦时。虽然国内绿证溢价收益高，但因前述的各种问题，属于有价无市的状态。

在绿电交易上，从试点市场交易的行情来看，度电溢价收益为0.03元/千瓦时~0.05元/千瓦时。

CCER带来的溢价收益，以西北电网排放因子（生态环境部发的最新电力排放因子）进行测算，在0.027元/千瓦时~0.033元/千瓦时之间。

因此，度电溢价收益排名如下：国内绿证>国际绿证TIGR>绿电交易>CCER>国际绿证I-REC。

开发周期及前期投入

从试点交易的情况来看，国际绿电交易结算周期目前最短为一个月，因此对于发电企业来说回款快，且前期无任何开发费用。

国际绿证开发一般需要依托专业的咨询机构，开发方式包括纯咨询模式、收益分享模式、风险共担模式，需根据自身需要确定开发责任及收益分配方式，合理设置付款条件。以京东方开发的TIGR项目为例，回款周期大致在3~4个月左右。

国内绿证和绿电交易基本无任何开发费用。

国内绿证的开发是通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台申请绿证权属资格；然后在信息平台按月填报项目结算电量信息并上传所属相关证明材料。信息中心负责复核相关信息后，在平台上向企业核发证书，并自动同步至交易平台。对于不足1兆瓦时的结算电量，则结转到次月核发，其回款周期取决于是否寻找到认购方，目前国内绿证的现状是核发者多、认购者少。

对于CCER开发周期包含审定、批准、核查、签发等过程，一个项目从开始准备到最终拿到减排量大约需要半年到一年以上的时间。CCER开发如委托专业咨询机构开发，通常分为纯咨询模式、收益分享模式。纯咨询项目开发费用在15万左右，除咨询费外，还包括审定费4~5万，核查费2~3万等；收益分享则是前期所有费用咨询机构全包，根据后期减排效益进行分成，类似于合同能源管理模式。

总而言之，绿电消费是大势所趋，为确保可再生能源电力环境属性的唯一凭证，政府相关职能部门需要为国内绿证背书，加快对“绿电-绿证-碳信用”衔接机制的研究，加强绿电交易凭证管理体系建设，建立绿色电力交易凭证全生命周期追溯机制，提升国内绿证在国际上的认可度和公信力。在与碳市场衔接方面，可再生能源电力企业应熟悉政策，关注绿电、绿证、碳抵销信用对于环境属性的“唯一性”要求，提前做好分析，避免绿色电力的环境效益重复以CCER、CDM等减排方式在碳市场交易。同时，应积极向主管部门建言献策，将绿电交易实现的减排效果核算到最终碳排放中，以此激励更多市场主体参与绿电交易，促进绿电、绿证以及碳市场的协同发展，助力“双碳”目标实现。