绿证与绿电的区别(平价绿证和补贴绿证区别)

引言

近年来,国家为加快能源转型促进新能源发电的发展和能源领域碳排放控制的相关政策不断推出新的政策和市场机制,仅在今年内,国家就分别于7月和9月推出全国碳交易和绿电交易试点工作。截至目前,我国能源领域已经形成了绿证交易、绿电交易和包含碳排放配额和CCER在内的碳交易三种市场机制并行的格局。

绿证、绿电和碳交易,这三个市场在规则上各自独立,却又在政策目标、市场机制、参与主体等多个方面存在着千丝万缕的联系。本文旨在研究现有政策及规则的基础上,通过分析碳交易、绿电和绿证市场间的区别与联系及三个市场各自运行中存在的问题,探讨碳-证-电市场的衔接机制如何建设,以期对未来制度建设有所裨益。

一、绿证、碳交易与绿电的政策功能

(一)绿证

绿证制度是三个市场规则中最早推出的,作为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进行交易。我国自2017年以来推行绿证交易的制度目的有二:一是鼓励鼓励新能源发电企业通过进行绿证交易获取额外资金收益,尤其对于存量项目而言,可通过出售绿证的收益替代补贴资金,从而减少可再生能源补贴压力。二是在可再生能源消纳责任配额制出台之后,与配额制相结合,作为企业完成消纳配额的替代性手段之一。

总而言之,绿证制度旨在直接激励新能源发电的发展、提升消纳水平。(绿证制度相关内容具体可以参阅《聚焦新基建:“双碳”背景下绿证制度的回顾与展望》。)

(二)绿电

绿电交易于2021年9月正式启动。绿电交易不同于以往的电力交易,其交易标的物是来自于新能源发电企业的绿色电力产品,是在电力中长期市场体系框架内设立的一个全新交易品种。由于绿电的价格包含电能价值和环境价值溢价,因此绿电交易的政策目的有三:一是,对于新能源发电企业而言,通过直接交易促进新能源发电消纳,并为新能源发电企业提供环境价值变现渠道。二是,对于电力用户而言,绿电交易既可以提供直接购买可再生能源电力的途径,帮助企业完成可再生能源消纳责,又可以帮助企业树立企业形象,在对外出口或向有绿电消纳比例要求的采购方供货时增强企业竞争力。三是,对于电力市场而言,绿电交易市场的建立,可以为新能源发电发展营造良好的市场氛围,极大地推动了电力消费结构优化。

总而言之,绿电交易也属于直接激励可再生能源发展、提升消纳水平的手段之一。(绿电制度相关内容具体可以参阅《德恒上海·研究|聚焦新基建:“双碳”背景下绿电交易现状与展望。》

(三)碳交易

根据《碳排放权交易管理办法(试行)》的规定,全国碳排放权交易市场的交易产品为碳排放配额,同时提出重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴,重点排放单位可以在市场上购买CCER。因此,在目前关于全国碳交易的讨论中,一般将碳排放配额交易和CCER交易作为碳市场中最为重要的两种交易。(碳排放配额的相关内容具体可以参阅《德恒上海·研究|聚焦新基建:碳排放权法律属性及质押规则研究》。碳排放配额交易与CCER交易的制度功能分别如下:

1. 碳排放配额

碳排放配额产生于国家对于碳排放的总量控制目标,即国家确定一定的总量控制目标,而后按照一定方法在总量下划分配额并分配给纳入配额管理的重点排放单位,通过配额约束重点排放单位的碳排放活动。碳排放配额交易通过允许企业将富余的配额通过碳市场出卖给实际排放量高于配额限制的企业,使节能减排的企业通过出卖配额获得激励,同时也让重点排放单位负担更多的碳排放成本,倒逼其节能减排,从而达到通过总量控制加配额交易的方式促使重点排放单位优化结构、减少碳排放的目的。可见,碳排放配额解决的是重点排放单位的碳排放外部性问题,原本由全社会承担的重点排放单位碳排放影响,通过配额的控制转变为由重点排放单位自行为此付出代价,对自己的碳排放作出经济补偿。

碳排放配额交易制度,虽然不属于对新能源发电的直接激励,但由于目前纳入配额管理的主要为火电等传统发电企业,碳配额交易的实施将提高传统发电企业运营成本,缩小传统电力相比于新能源电力的价格优势。此外,随着八大主要高耗能行业逐步纳入碳排放配额控制,而购买绿色电力能够帮助控排企业降低外购电力产生的碳排放量,会进一步提升新能源发电的消纳需求,从而间接地促进新能源发电的发展。

2. CCER

CCER是指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证,并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。简单来讲,CCER是一种碳抵消机制,即控排企业向实施“碳抵消”活动的企业购买可用于抵消自身碳排的核证量。可以看出,CCER的两个目的:一是,作为碳配额交易的补充,给重点控排企业提供配额交易之外的履约方式,有助于企业完成碳排放履约。二是,由于CCER的卖方主要包括可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的业主,CCER交易的存在为前述为资源进行碳减排的企业提供了环境价值变现的渠道,有一定激励作用。

(四)小结

总而言之,绿证、绿电和碳交易均体现了新能源项目的环境价值,为新能源发电企业环境价值变现提供可行路径,有助于形成绿色能源生产消费的市场体系和长效机制。三者均可以促使传统电力行业优化结构减少排放,构建以新能源电力为主体的新型电力系统,服务于“双碳”目标,但不同市场规则的侧重点亦存在一定差异。

二、绿电、绿证与碳交易间的区别与联系

(一)绿证-绿电间的区别与联系

从绿证和绿电的概念来看,由于绿证本身即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独特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,因此,绿证与绿电之间存在天然的联系,均具有促进可再生能源消纳的功能。

绿证与绿电之间的区别则主要在于购买绿电属于直接消纳新能源电力,而绿证则是消纳新能源电力的间接证明。

在《绿色电力交易试点工作方案》(以下简称《绿电交易试点方案》)获得国家发改委、国家能源局正式批复之后,绿证与绿电实现了统一。《绿电交易试点方案》明确了绿电交易用以满足电力用户购买、消费绿电需求,并提供相应的绿色电力消费认证。国家能源局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,向北京电力交易中心、广州电力交易中心批量核发绿证,电力交易中心依据绿电交易结算结果将绿证分配至电力用户。在绿电交易之中正式推行“证电合一”,使绿电购买者拥有唯一、确定的环境价值所有权。

(二)绿电-碳交易间的区别与联系

1. 绿电-碳排放配额

绿电交易和碳排放配额交易直接的区别主要体现在三个方面:

首先,从交易的标的物来看,绿电市场交易的电力,是有较强物理属性的。而碳排放配额的交易,其标的物则是碳排放权,无明确物理属性,是一种法律拟制的财产性权利。

其次,如前文所述,绿电交易是促进可再生能源发展的机制,而碳排放配额则是控碳减排促进高耗能产业转型升级的机制,政策功能上存在较为明显的区别。

再次,绿电交易的的主要参与主体为电网企业、风电和光伏发电企业(未来可能逐步扩大到水电等其他可再生能源)、电力用户和售电公司,而碳配额交易的目前参与主体则为2000多家发电行业重点排放企业(未来将逐步纳入八大主要高耗能行业及机构主体)。绿电交易和碳排放配额交易的目前的参与主体存在较大差异,但未来随着各自主体范围扩大,重合范围也会提升。

绿电交易和碳排放配额交易之间并无直接联系,两者主要是通过碳电价格传导机制间接联系。碳电价格传导机制是在探讨电力市场与碳交易间关系时绕不开的高频词汇,是指碳成本变化对于企业发电成本、电价以及消费需求产生影响。具体而言,在目前传统发电企业纳入碳排放配额管理后,传统发电企业为满足履约要求,需要加大投入提升减技术减少排放或在市场上购买配额,导致传统发电企业的碳成本上升,企业的用碳成本和碳配额价格成正相关的关系。碳价的上升对电力市场和绿电交易的影响主要体现在两方面:

首先,在发电侧,传统电力企业成本提升,导致度电边际碳成本上升,从而使整体电力市场中的电价被抬升[1]。对于绿电而言,传统电力市场的电价提升将会缩小带溢价的绿电与传统发电之间的价格差,降低传统发电的价格优势,降低企业购买传统电力的积极性,增强绿电的购买需求。

其次,在消费侧,主要是涉及到外购电力产生的碳排放核算问题。由于绿电本身具有零碳属性,在对企业外购电力产生的碳排放进行核算时,如果予以充分认可绿电零碳属性,则可能扩大绿电需求,提升可再生能源消纳水平。这样一来,当碳排放配额价格升高到高于绿电溢价时,购买绿电比购买碳配额更为经济划算,那么购买绿电就可以成为企业节省购买碳排放配额所需支出的直接途径。浙江省发布的《关于开展2021年浙江省绿色电力市场化交易试点工作的通知》对企业外购电力产生的碳排放进行核算时已充分认可了绿电的零碳属性。该通知明确提出:在省内企业用电碳排放指标计算原则制定阶段,企业买入绿电获得的《浙江绿色电力交易凭证》主动纳入碳排放指标管理体系。根据新闻报道,2021年9月,富钢金属通过购买700万千瓦时的绿电,抵消4000吨二氧化碳排放量,成功实现碳效等级“降级”[2](此处的“抵消”应指相比于购买普通电力所产生碳排放量的减少量,不同于CCER的碳抵消机制)。

2. 绿电-CCER

绿电和CCER的功能在一定范围内存在重合。首先,对于纳入碳排放配额管理的企业来说,购买绿电和购买CCER都可以成为帮助企业履约的工具。其次,对于新能源发电企业来说,由于目前CCER的备案项目中有许多风电和光伏项目,因此这部分企业既可以通过出卖CCER实现环境价值变现,也可以直接参与绿电交易获取环境价值带来的溢价。

但绿电和CCER的功能也存在着较为明显差的差异:

首先,二者最为本质的差别在于:绿电具有零碳属性,购买绿电意味着企业外购电力对应的碳排放量几乎为零,企业本身的碳排放量因购买绿电而减少。而CCER则是一种拟制的抵消机制,对于购买CCER的企业来说,其本身产生的碳排放量没有减少,只是在履约核算的时候将CCER对于的碳排放量减去,绿电相比CCER而言,环境价值更为纯粹。

其次,绿电和CCER在包含的范围上也有明显的差别。从卖方角度来看,目前绿电的交易既包括存量项目也包含新增项目,而CCER的备案尚未重启,截至目前仅包括2017年以前完成备案的存量项目,且在新能源发电项目之外,还包括一部分林业碳汇、甲烷利用等项目;从买方角度来看,一是,买方利用CCER进行抵消存在一定的比例限制,而购买绿电则无比例上的约束。二是,CCER的购买方主要是有完成碳排放履约需求的的企业,绿电的买方则更广泛一些,部分希望树立企业绿色形象和满足采购方绿电消纳比例的企业也会加入绿电交易之中。

(三)绿证-碳交易间的区别与联系

1. 绿证-碳排放配额

绿证和碳排放配额都有助于从消费侧入手促进可再生能源长期发展[3]。绿证和碳排放配额之间的差异比较明显。目前我国的绿证主要是作为可再生能源消纳责任的替代性履行方式,用以证明企业消纳了对应的可再生能源,属于可再生能源消纳的政策工具。而碳排放配额则是碳排放总量控制下的履约工具,用以完成企业的履约义务,属于碳排放管控的政策工具。

2. 绿证-CCER

绿证和CCER的联系主要存在于新能源发电企业一侧。在目前的市场规则设计下,完成了CCER备案的可再生能源发电项目,可以同时出卖绿证和CCER获取额外收益。

但在交易层面,绿证和CCER也存在一些区别:

首先,在交易次数方面,我国目前的绿证不允许二次交易,也暂未出现以绿证为标的物的抵押、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;

其次,在交易现状方面,绿证交易虽然并不活跃,但一直处于连续核发的状态,存量项目和新增项目均可获取绿证并进行交易,而CCER的备案项目则仅限于2017年之前就已完成备案的存量项目,包含无法获取绿证的林业碳汇等减排项目;

再次,在定价机制方面,CCER的定价受市场供需关系影响较大,而绿证的定价则主要取决于补贴强度,平价绿证的价格从目前来看维持在50元/张的均价,受供需影响不明显。

最后,在碳减排量的对应层面,虽然绿证上也有注明绿证相当于减排一定量的二氧化碳和其他温室气体,但这一减排量并不像CCER一样具有抵消企业碳减排总量的作用,也无法进入碳交易市场进行交易。

三、现有制度问题分析

(一)环境价值重复计算,对可再生能源存在重复激励

结合上文分析,目前新能源发电企业环境价值变现的途径包括:(1) 直接出售绿电;(2) 出售绿证;(3) 出售CCER。由于目前的政策之中并未限制企业只能从中选取一种来将环境价值进行变现[4],这会导致环境价值的重复计算问题。举例来说,假设某风电项目是CCER备案项目,其业主将对应X吨碳排放量的CCER卖给甲企业,将X吨碳减排量对应的绿电通过《购售电合同》卖给了乙企业,将对应X吨碳减排量的绿证卖给了丙企业。甲、乙、丙根据不同的市场规则,均可以声明自己实现了X吨碳的减排。那么在进行全社会碳减排情况统计时,从表面上看共计完成碳减排任务3X吨,但实质上真正的碳减排量只有X吨,出现了2X吨因重复计算而虚增的碳减排量,对于宏观碳减排情况的把控制造了困难。此外,该风电项目则用一份减排换取了三份环境价值的变现收益。对可再生能源也存在重复性激励的问题。如在电网调度能力和可再生能源实际消纳水平未能跟上的前提下盲目增加新能源发电项目并网量,可能危及电网安全并导致“弃风、弃光”的问题再度出现。

虽然,绿电交易中明确了“证电合一”的模式,有助于解决绿电和绿证之间的重复计算问题,但是,目前绿电交易还处于试点阶段,尚未完全展开,绿证与CCER也仍旧处于并行的状态。

(二)绿电的零碳属性未能得到充分认可,不利于提升绿电消费需求

从当下的电力碳排放核算方法来看,目前的企业外购电力碳排放核算中各省仍采用统一的电网排放折算因子进行计算,并未很好地体现出绿电的零碳属性。例如,华东某外向型企业年购入电量1亿千瓦时,其中绿电购入比例达30%,明显高于当地可再生能源电力消纳责任权重,按统一折算因子核算,该企业购入电力对应的碳排放量为7.92万吨/年,而该企业由于购入高比例绿电,其购入电力对应的实际碳排放量仅5.97万吨/年[5],绿电对应的碳排放量减少没有体现在最终的核算结果中。

浙江个别省市虽对此已有所探寻,但效力范围有限,尚不能在全国范围内产生影响。因此,在各省根据绿电特点制定出能体现绿电零碳属性的碳排放核算方法前,企业外购绿电并不能直接使企业在碳排放量核算时享受益处,无法充分激发纳入碳排放配额管理的的绿电购买需求,也就无法通过扩大需求来刺激新能源发电项目的发展。

(三)CCER机制对于发现合理碳价存在影响

对于有履约义务的企业来说,在绿电零碳属性未充分体现的情况下,通过碳市场购买配额和CCER就成为了主要的履约手段。但碳排放配额控制的逻辑在于控制总量,交易碳排放配额并不会改变总量上限。而CCER的逻辑在于抵消,CCER的加入实质上增加了可排放的总量,也可以理解为CCER变相地增加了碳配额的供给[6]。在需求未发生明显变化的前提下,供给增加则价格会呈现下降趋势。

虽然目前全国碳市场之中CCER对于碳配额价格的冲击尚未显现,但这在地方碳交易试点阶段已有实例。广东、上海的碳交易试点过程中都曾出现这一现象。具体而言,广东2015年时并不强制要求使用省内CCER,企业可以使用任意区域CCER抵消3%的排放量,使外省CCER大量流入广东碳市场,严重影响了配额交易市场的供求关系,使得之后广东碳价格持续低迷。2016年度开始,广东规定省外CCER必须搭配省内减排量使用,广东碳价才有所回升。上海也有过和广东一样的教训,最初并未限制CCER地域,同时,由于2013-2015年度配额分配偏宽松,CCER的使用加速了配额价格的下跌。因此,之后上海碳市场可抵消比例被调整为1%[7]。

(四)价格传导机制不畅,不利于能源绿色低碳转型

如前文所述,由于碳成本变化会影响整体电力价格,因此,在理想状态下,碳配额实施后碳排放配额具有稀缺性,交易价格上升,从而使传统发电企业碳成本上升,促使传统发的企业优化结构减少排放。同时,碳成本上升带动的电价上升,通过电力市场传导至消费侧,使碳排放成本在全产业链条之间进行分配,使全社会都为碳排放买单,并以此将碳排放配额管控的效果的覆盖面扩大至全社会,引导社会层面的节能减排。由此可见,电力市场是碳电价格传导机制发挥作用的关键环节。

但是,目前电力市场的定价机制受政府调控影响比较明显,中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟也指出在电力、钢铁、有色等8个重点排放行业中,电力行业是市场化程度最低的行业[8]。这就导致,碳配额管控后的碳价上升导致发电企业成本提高,并不能很好地通过电网这个“二传手”传导至用户端。进而导致以下两个问题:

一是,对于传统发电企业而言负担过重。从我国电力行业的实际情况来看,传统发电企业仍旧是我国电力市场的“压舱石”。由于新能源发电的波动性特征,电力传输较为稳定的传统电力还肩负维护电网整体稳定的作用。而目前由于价格传导不畅,碳配额造成的成本上升主要由传统发电企业自行承担。如出现传统发电企业机组的大量关停现象,不利于传统发电向新能源发电的平稳过渡,甚至如果导致机组大量关停,甚至可能危机电网安全。

二是,对于新能源发电企业而言无法很好地从需求侧产生激励。具体而言,价格传导不畅就无法很好地缩小传统电力相比于绿色电力的价格优势,很难向消费侧传达合理的价格信号,带动电力用户从购买传统电力转而购买绿电。通过扩大需求带动新能源发电的发展。

(五)小结

综上所述,目前的绿证、绿电和碳交易之间的协调机制仍存在不足,不同市场间的协同效用还有较大的提升空间。

四、碳-证-电协同发展的的几点建议

我们理解,绿证、绿电和碳交易的未来发展方向并非各自分立,而是应加强衔接。衔接需要以我国能源领域的实际情况为出发点,根据实际情况扩大各市场的参与范围和制度间衔接。衔接的核心原则在于要为市场机制在能源领域的转型升级过程中发挥决定性作用提供必要条件,要让市场机制代替政策成为引导传统发电企业转型升级和激励新能源发电健康发展的主要手段。具体建议如下:

(一)完善环境价值转移机制

要解决环境价值的重复计算和对于新能源发电项目的重复激励问题,关键是要建立明确的环境价值转移路径,建立起对环境价值的形成、流转的全过程追踪机制,在各环节明确环境价值的归属,从而防止同一环境价值的重复出卖。除现在已开始推行的“证电合一”之外,具体措施还可以包括如下几点:

1. 明确绿证与CCER之间的制度边界

目前CCER新项目的备案工作尚未重启,新项目备案条件未定。因此,可以在此次对于CCER项目备案条件的设计过程中,充分考虑其与绿证制度之间重合问题,并予以妥善处理。鉴于证电合一之后,新能源发电项目的环境价值变现可通过参与绿电(带绿证)交易这一更为直接的途径变现,但绿证和绿电均无法作为林业碳汇项目和甲烷利用项目的环境价值变现手段。因此,限制新的新能源发电项目成为CCER备案项目、着重加强CCER对于林业碳汇和甲烷利用等其他自愿减排项目的激励机制,并明确规定已完成备案的新能源发电项目仅能在CCER和绿电(带绿证)之中则一出售,不失为一种可行的解决办法。

2. 加强数据共享、统一监管

不同市场制度间信息壁垒的存在,也使重复计算成为可能。因此,未来可以加强不同市场交易数据库之间的数据共享,并在此基础上充分利用区块链等技术,建立针对环境价值转让全流程的统一监管平台,对于避免重复计算,厘清环境价值所有权流转路径亦有所助益。

(二)理顺碳电价格传导机制

碳电价格传导机制是市场机制在绿电交易和碳交易之间发挥作用的重要途径。而理顺碳电价格传导机制,需要具备:合理的碳价形成机制、市场化的电价定价机制以及控制CCER对碳价造成的影响。具体可采取如下措施:

1. 完善配额分配制度

由于碳排放总量的设定和配额的分配制度决定了碳市场中碳排放碳配额的供应总量和碳排放配额的稀缺程度,因此对与碳排放配额的价格形成有显著的影响。因此,合理的碳价形成机制,离不开完善的配额分配制度。目前我国采取按照行业基准分配企业配额,自下往上加总得出总量后进行免费分配。未来需根据主体范围的扩大和市场规则的成熟,逐步引入有偿分配的机制。

2. 继续深化电力市场改革

电力市场作为碳电价格传导机制的关键环节,为能使碳价向电力市场传递率进一步提升,需要继续深化电力市场改革,还原电力的商品属性,完善电力定价机制。

3. 控制CCER的抵消比例

正如前文所述,CCER的功能与碳排放总量控制的目标之间存在一定冲突,如不对CCER的抵消比例进行限制,一是会冲击碳排放配额定价,二是会使企业所受的碳排放总量约束变松,不利于重点排放单位的排放量控制。但是,CCER在激励林业碳汇等自愿减排项目和作为碳资产的一种与绿色金融相联系拓阔企业融资渠道等方面又有难以替代的功能,不能片面地取消CCER,而是要合理地对其使用作出限制。因此,需遵守目前全国碳市场划定的5%抵消比例,并根据实际履约情况对比例上限进行灵活控制。

(三)推动绿证功能转型

我国绿证制度最初聚焦补贴替代,而如今平价时代已然来临,绿证制度的原有功能逐渐面临失效。而且,由于定价机制不完善、强制机制和激励措施缺失等问题,绿证制度的作用一直由于交易活跃度不高而没能很好地发挥出来,相比于绿电和碳交易来说,绿证交易对能源转型的驱动力稍显不足,即使建立与其他机制的衔接,恐将难以发挥较为明显的作用。因此,绿证功能的转型已经到了关键节点。

目前绿证、绿电和碳交易的协同发展框架渐渐显现,恰为绿证提供了功能转型的机会。因此,未来需结合碳交易和绿电交易,进一步明确绿证的功能定位,加强与其他市场机制之间的融合,尤其是要通过合理的方式将绿证对于碳减排量的证明作用,与碳排放量的核算联系起来,使绿证可以成为企业计算碳排放量时的重要证明。

五、小结

虽然碳-证-电市场间的协调机制不是“一蹴而就”的,需要根据我国能源领域的实际情况逐步推行,可能短期内尚不能完全建成明确的衔接机制,但我们认为,碳-证-电市场之间衔接之桥的搭建工作将成为未来政策发展的重点之一,并将成为双碳目标达成的重要措施。未来可能还会不断扩大市场主体范围、丰富交易品种并与绿色金融充分结合,形成新的低碳经济发展方式。为此,企业可以提前根据自身碳排放情况、碳减排需求以及树立企业社会形象的意愿等情况提前作出企业自身的“碳达峰、碳中和”规划,摸准时代脉搏,做绿色经济的“弄潮儿”。

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