【封面】全国碳市场建设与配额制、绿证交易制度的衔接

大气网讯:2020年9月22日，习近平主席在联合国大会上提出，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。国家发改委、国家能源局于2019年印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），提出建立可再生能源电力消纳保障机制（可再生能源电力配额制），推动国家能源转型战略实施，促进可再生能源消纳。未来我国碳市场建设将加快推进，需要做好全国碳市场建设与可再生能源消纳保障机制实施、绿证交易的有序衔接。

我国碳市场建设实施现状

我国碳市场政策

2011年10月，国家发改委发布了《关于开展碳排放交易试点工作的通知》（简称《通知》），批准了7个省市建立碳排放权交易试点。《通知》提出，批准北京市、天津市、上海市、重庆市、深圳市、广东省、湖北省于2013~2015年期间开展碳排放权交易试点工作。

2012年6月，国家发改委印发了《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》（简称《办法》），对交易主体、原则、交易量、方法学的使用或建立、交易量管理等具体内容作了详细规定，使自愿减排交易市场获得了规范。《办法》明确了自愿减排交易活动的参与主体和管理办法，公布了43家可直接向国家发改委申请自愿减排项目备案的中央企业名单，其中包括国家电网公司及华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团和中国电力投资集团。

2013年6月至2014年6月，北京、上海、天津、湖北、广东、深圳、重庆7个试点碳市场建立并开始实质交易。

2014年12月，国家发改委公布《碳排放权交易管理暂行办法》，指导推动全国碳市场的建立和发展。该办法明确了全国碳市场建设的主要思路和管理体系，已于2015年1月施行，主要包括配额管理、排放交易、核查与配额清缴、监督管理等方面的内容，为推动全国碳市场的建立和规范运行奠定了管理和规则基础。

2017年12月19日，国家发改委组织召开了全国碳排放权交易体系启动工作会议，并公布了《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》（发改气候规〔2017〕2191号），标志着全国碳市场正式启动，其中提到了建立包括配额管理、市场交易、监测报告核查制度在内的碳市场运作机制。

配额管理机制：包括重点排放单位的确定、配额总量的确定、配额的分配方式等。政府主管部门确定重点排放单位纳入碳排放权交易体系的准入标准，确定重点排放单位的名单，然后根据国家温室气体排放控制目标及情况等，并考虑用于市场调节、向新建重大建设项目的分配配额，确定排放配额总量。政府主管部门确定配额分配方式及方法，依据配额分配方法确定重点排放单位的配额总量。

市场交易机制：碳市场通常分为两级市场：一级市场对碳配额进行初始分配，包括免费发放和拍卖两种形式；二级市场可采取公开交易和协议转让两种方式。政府主管部门制定整体的碳排放总量，然后分配给各个排放实体。如果各排放实体由于技术升级或者改造实现了减排的目标，则可以将自己持有的多余排放配额在市场中出售。而自有配额不足的企业则需要在市场上购买排放配额以满足自己的排序需求。

监测、报告及核查机制：监测、报告和核查（MRV）是针对温室气体排放可监测、可报告、可核查的体系。监测、报告与核查三者紧密联系、相辅相成，是确保碳排放数据准确的重要路径。碳市场应建立统一的MRV机制。确保碳排放配额在全国范围内流通，同时也有助于大型企业集团集中管理和指导完成不同地区子公司及分支机构MRV工作。

2019年5月27日，生态环境部发布《关于做好全国碳排放权交易市场发电行业重点排放单位名单和相关材料报送工作的通知》，为配额分配、系统开户与市场测试运行做好前期准备。此次发电行业重点排放单位报送范围为发电行业2013～2018年任一年温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量（综合能源消费量约1万吨标准煤）及以上的企业或者其他经济组织，包括满足条件的自备电厂。

我国碳市场建设进展

自2011年，我国在北京、天津、上海、湖北、重庆、广东和深圳等省市启动了地方碳交易试点工作，试点省份相继出台碳交易政策、细则及年度目标。

到2019年，我国试点碳市场建设不断深化。各试点不断探索优化配额分配方法，扩大覆盖范围，改进碳排放监测、核算、报告和核查技术规范及数据质量管理，加强履约管理，确保试点碳市场减排成效。2019年全年，中国碳交易试点地区的碳排放配额成交量累计约6.96千万吨二氧化碳当量，累计成交额约15.62亿元人民币（见表）。

我国可再生能源电力配额制实施现状

我国配额制政策

实施可再生能源电力消纳保障机制是促进可再生能源消纳的重要举措。2019年5月10日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），提出建立可再生能源电力消纳保障机制。一方面，通过消纳责任权重指标约束，激励提高本地可再生能源消纳水平；另一方面，为满足消纳责任权重要求，受端省份消纳可再生能源意愿增强，借助消纳保障机制，打破省间壁垒，促进可再生能源跨省区交易，实现可再生能源在更大范围内优化配置。可再生能源电力消纳保障机制的主要内容包括：

一是按省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重。按省级行政区域规定电力消费中应达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重（含水电）和非水电可再生能源电力消纳责任权重。

二是明确由售电企业和电力用户共同承担消纳责任。承担消纳责任权重的市场主体包括两类：第一类是各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司；第二类是通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。

三是省级能源主管部门和电网企业分别承担消纳责任权重落实责任和组织责任。各省级能源主管部门牵头承担消纳责任权重落实责任，组织制定本省级行政区域可再生能源电力消纳实施方案；电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任，负责组织经营区内各承担消纳责任的市场主体完成可再生能源电力消纳。

四是市场主体可以通过三种方式完成消纳责任权重。一是实际消纳可再生能源电量；二是向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量；三是自愿认购可再生能源绿色电力证书。第一种为主要完成方式，第二、三种为补充（替代）方式。

五是省级能源主管部门对市场主体进行考核，国家按省级行政区域进行监测评价。省级能源主管部门对本省承担消纳责任的市场主体消纳量完成情况进行考核，督促未履行消纳责任的市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。国务院能源主管部门对各省级行政区域消纳责任权重完成情况，以及国家电网、南方电网对所属省级电网企业消纳责任权重组织实施和管理工作进行监测评价。

我国配额制实施现状

按照807号文要求，2019年，各省级能源主管部门以模拟运行方式对本省承担消纳责任的市场主体进行试考核，自2020年1月1日起全面进行监测评价和正式考核。2019年，全国非水电可再生能源电力消纳量为7388亿千瓦时，占全社会用电量比重为10.2%，同比提高1个百分点。2019年，包含水电在内的全部可再生能源电力实际消纳量为19938亿千瓦时，占全社会用电量比重为27.5%，同比提高1个百分点。

目前，国家已经下发省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲，指导各省编制消纳保障机制实施方案。2020年2月29日，国家发改委、国家能源局联合印发《省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲》（发改办能源〔2020〕181号），提出了包括消纳保障实施机制、省级消纳责任权重及分配、市场主体管理机制、消纳责任权重履行、信息报送等在内的省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲，为各省级能源主管部门编制本地区实施方案作参考。

2020年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于印发各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》，正式下发各省2020年可再生能源电力消纳责任权重。

我国绿证实施现状

我国绿证政策现状

2017年2月，我国出台绿证自愿认购交易政策，2017年7月启动绿证自愿认购交易。2017年2月3日，国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《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》，提出在全国范围内试行绿证核发和自愿认购。2017年6月28日，国家可再生能源信息管理中心公布《绿色电力证书自愿认购交易实施细则（试行）》，规范绿证认购的交易细则。2017年7月1日，绿证自愿认购交易正式启动。

绿证自愿认购交易政策出台背景，一是可再生能源补贴缺口大，补贴发放不及时。虽然我国可再生能源电价附加标准从最初的每千瓦时0.1分提高至1.9分，但始终没有满足可再生能源发展需求。截至2019年底，我国可再生能源发电产业累计补贴资金缺口已超2000亿元。二是电力用户绿色消费意识弱，能源消费革命动力不足。目前我国能源转型主要集中在供给侧，消费侧的绿色消费意识较为薄弱。通过有效的政策激励，推动有意愿和一定经济承受能力的电力用户使用绿色能源，有利于最终形成全社会积极利用绿色低碳能源的整体氛围和市场导向。

绿证自愿认购交易政策要点包括：一是绿证核发主体，国家可再生能源信息管理中心依托国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台核定和签发绿证。二是核发对象，列入财政部可再生能源电价附加资金补助目录的陆上风电和光伏电站，对尚处于产业化初期需要加大政策扶持力度的海上风电、分布式光伏发电、太阳能热发电仍延续目前标杆电价的扶持政策体系。三是核发标准，按照1个证书对应1兆瓦时结算电量标准，向企业核发相应证书。绿证价格不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额。四是交易方式，包括平台挂牌出售、线下双边交易、长期协议等形式。出售证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。用户认购的绿证不得再次出售。

为推进风光发电无补贴平价上网，2019年，国家提出对平价上网和低价上网项目颁发绿证，通过绿证交易可获得合理收益补偿，但目前尚未出台相应实施细则。2019年1月7日，国家发改委、国家能源局印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书，通过出售绿证获得收益。

2019年5月，国家发改委、国家能源局印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），提出绿证作为市场主体完成消纳责任权重的补充方式。

未来绿证交易方式将逐步扩大，同时自2021年起实行配额制下的绿证交易。2020年2月3日，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，提出全面推行绿色电力证书交易。自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。

我国绿证实施现状

自2017年7月1日绿证交易平台上线，截至2020年11月9日，我国绿证核发总量达2753.2万个，其中，风电占86.0%，光伏占14.0%。从地域分布看，风电项目涉及24个省区，光伏项目涉及19个省区。从绿证交易形式和交易量来看，绿证挂牌总量达629.0万个，实际交易3.9万个，仅占核发总量的0.14%、挂牌总量的0.62%。交易金额不到1000万元，远远小于可再生能源补贴资金缺口。

碳交易与配额制、绿证的衔接

碳交易是为促进全球温室气体减排、减少全球温室气体排放所采用的市场机制。碳交易基本原理是考虑不同地区、不同主体碳减排成本的差异性，通过碳排放权指标或碳减排量的交易，达到降低减排成本、实现减排目标的目的。国家通过控制碳排放权总量，限额向企业发放碳排放权，来促使企业减少碳排放，并对超过配额的排放设定罚款。在碳交易市场中，企业可以采取减排行动或通过在市场中购买配额的方式完成减排目标，也可以将富余的排放配额在市场中出售获利，有助于企业以更加灵活的方式和最低的减排成本来实现减排目标。

可再生能源消纳保障机制是推动能源转型、提升可再生能源发电利用效率的重要手段。按照国家能源转型目标要求，2030年我国非化石能源占一次能源比重达到20%。“十四五”是推动能源转型、实现2030年能源转型目标的重要阶段。通过实施可再生能源消纳保障机制，提高电力消费中可再生能源电量比重，推动国家能源转型目标的实现。

绿证是对绿色电力非能源属性的认证，其主要目的是用来体现绿色电力的化石能源替代、环境保护等社会边际收益，我国现有自愿认购绿证兼顾缓解可再生能源补贴压力的作用。绿证具有绿色电力社会边际收益的经济实体性、与电力本身的可分离性，以及流动的独立性，也具有与产权相类似的激励功能、约束功能、资源配置功能和协调功能。因此，它既可作为独立的可再生能源发电的计量工具，又可作为配额制完成与否的核查、清算工具，同时也可以作为一种转让可再生能源社会边际收益所有权的交易工具。

未来，全国碳市场建设与配额制、绿证交易机制的衔接需要关注以下两方面（见图）。

一是基于绿色证书，探索可再生能源发电企业参与的碳市场抵消机制。抵消机制是碳排放权交易制度体系的重要组成部分。通过使用温室气体自愿减排项目产生的国家核证自愿减排量（CCER）或其他减排指标抵消碳排放量，可有效降低重点排放单位的履约成本，并促进可再生能源发电等温室气体减排效果明显、生态环境效益突出的项目发展。绿色证书作为可再生能源发电的绿色电力属性标识，是天然而且非常精确的二氧化碳减排衡量方式，与碳减排交易体系可以形成天然的衔接。

二是结合全国碳市场建设进展，基于发电企业碳排放分配总量和分配方式下电力供应结构调整，分析对于可再生能源配额制实施的影响。我国电力行业碳排放量占全国碳排放量的一半，电力行业碳减排成效对于碳中和目标的实现影响重大。在电力行业碳排放总量控制的背景下，未来碳排放权将成为稀缺资源，火电发展空间逐渐收紧，碳价将逐步推高火电成本，促使发电企业转向投资新能源，电源结构和布局将发生显著变化。未来需要充分考虑碳市场对电源结构调整的影响，合理确定可再生能源电力配额制指标。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年10期，作者李梓仟、王彩霞、叶小宁供职于国网能源研究院有限公司