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碳市场，绿证市场

在《发电企业碳履约成本传导机制：背景与框架构想》一文中，我们研究分析了全国碳排放权交易市场（碳市场）有序提高有偿分配配额比例的情况下，发电企业碳排放履约成本潜在传导机制。未来，随着碳市场中发电企业有偿配额占比逐渐提升，火电发电成本也将随之提高，一旦火电电价上涨，对绿电/绿证的需求也将产生积极影响。在此背景下，绿证和碳市场的关系将变得紧密，两个市场的衔接将成为重要议题。

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。绿证在促进可再生能源消纳，服务能源安全保供和绿色低碳转型方面重要性日益增强。目前，绿证消费的驱动力主要来政策要求，以及供应链要求和企业体现社会责任。而绿证和碳市场目前尚未有实质性衔接，一方面因为重点排放单位电力间接排放不再纳入全国碳市场管理范围；另一方面在碳排放核算上，市场化交易绿电/绿证对应的电量暂未视为零排放。但随着绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制日益理顺，碳市场逐步实施有偿分配后，绿证市场与碳市场的衔接意义进一步加强。

现阶段，绿证市场与碳排放市场衔接还存在一定瓶颈，主要体现在：一是绿证价格与碳价间存在“价差”。目前，碳排放权价格显著高于对应（环境权益）绿证的价格，两个市场存在套利空间。二是市场覆盖范围存在差异，包括在覆盖企业、覆盖碳排放范围、交易对手等层面上。三是主管部门存在差异。需建立相应的数据共享和电网排放因子修正等机制。四是市场规模存在差异。碳中和进程中，碳排放总量将逐渐减少，而绿证供给量将逐渐增加。

为促进碳市场与绿证市场的衔接，可考虑采取以下措施：

一是构建“专属”绿证市场，用于与碳市场进行衔接。类似于自愿碳市场（CCER）的角色，重点用能企业/排放企业可通过购买“专属”绿证进行对应比例的电力排放的“间接履约”。相应的，该部分电力不再承担发电企业碳履约成本的传导。“专属”绿证市场的可再生能源项目类型应有所限制，优先考虑示范性较强、技术前沿、盈利能力较弱的项目，例如绿电直连项目。数量上应与碳市场发电企业有偿碳配额对应发电量相匹配，以解决绿证市场和碳市场潜在规模差异的问题。此外，由于火电企业无法获得绿证收益权，因而可设置火电企业有偿配额配套抵免机制，根据“专属”绿证的购买量减少火电企业有偿配额的额度，解决传导机制的“堵塞”。

二是加速构建碳捕集、利用与封存（CCUS）技术减排方法学，明确CCUS项目减排量可纳入CCER或直接进行自身排放量的抵免。火电是CCUS技术应用潜力最大的行业，尽早开发行业CCUS减排方法学，可加速技术的应用和创新。

三是应明确企业购入绿证的成本以及电价传导的额外成本可算作企业碳履约的成本。欧盟碳边境调节机制规定出口产品在生产国的碳履约成本可进行对应金额的抵免。为此，应推动绿证、差别化电价等企业额外支出成本纳入实质性碳排放履约成本核算，并推动国际互认。

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