不論是綠色電力交易、綠證體系還是各種類減排機制，均對綠電的環境屬性“唯一 性”有明確的要求。如何選擇一種開發機制以實現綠色電力環境效益開發的最大化，將成為新能源電力企業必須面對的問題。
自“雙碳”目標提出以來，我國可再生能源電力利用水平不斷提升，區域能源結構轉型成效顯著，棄水、棄風、棄光狀況明顯緩解，可再生能源在保障能源供應方面發揮的作用越來越明顯。
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近年來，與可再生能源電力相關的政策密集出臺，國家發改委、能源局等多個部委陸續出臺《促進綠色消費實施方案》《“十四五”現代能源體系規劃》《完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》等文件，都要求加快新能源發展，提倡用戶參與綠電采購，以完成各地設定的可再生能源消納的目標。當前，在能源安全、“雙碳”目標、經濟發展和民生保障等多元目標的相互平衡與引導下，可再生能源電力環境屬性在不同機制下的經濟價值成為最值得行業深入研究的議題之一。
綠電環境屬性具有“唯一性”的要求
可再生能源項目發出的電力同時具備電力屬性與環境屬性，其環境屬性在早期通過清潔發展機制（CDM）、中國國家核證自愿減排機制（CCER）等碳信用抵銷機制實現；隨著后京都時代的到來，CDM與CCER機制相繼暫停新項目的申請，企業將可再生能源電力環境價值實現途徑轉向了國際綠證和國內綠證，但目前綠證的開發也存在部分問題，如國際綠證I-REC和TIGRs對申報主體要求高、申請流程復雜；而國內綠證早期申報門檻高，且不允許交易和注銷，不符合大部分有需求企業的要求，購買量不盡人意。2020年1月，三部委聯合印發《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，要求開始全面推行綠色電力證書交易，持續擴大綠電市場交易規模，實現“證電合一”。但目前國內與國際市場以及國內電力與碳市場中相對獨立的多重環境屬性實現的市場機制并存，國內與國際市場沒有接軌，綠色電力制度與碳交易市場暫時無法有效銜接，造成了可再生能源電力環境屬性不明確的問題。
不論是綠色電力交易、綠證體系（GEC、I-REC、TIGRs等）還是各種類減排機制（CER、CCER），均對綠電的環境屬性“唯一性”有明確的要求。如何選擇一種開發機制以實現綠色電力環境效益開發的最大化，將成為新能源電力企業必須面對的問題。
綠電環境屬性不明確
造成認可度、接受度低
我國綠證目前的基礎制度還不完善，2017年出臺《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》的背景主要是為解決新能源補貼的問題，相關制度和法律依據尚未清晰，其定價機制、國際認可度都需要進一步加強。
綠電、綠證的主要采購方目前主要是為了證明企業消費了綠色電力產品，主要是綠色電力消費者履行社會責任，履行企業為應對氣候變化而抵銷碳排放量的要求。因此，對綠電產品的環境屬性的可信度要求高，而我國早期證電分離的制度，讓國際社會不認可我國的綠證，其解釋成本巨大，導致購買方只能“被迫”選擇國際綠證。
因此，電力環境屬性的不明確給綠電、綠證的銷售帶來困難。
綠電或綠證與碳相互
轉化渠道不暢通
如果碳市場能夠從機制上充分認可綠電減碳的環境屬性，在碳核算規則和指南中充分考慮到企業消費綠電的因素，工業企業用戶消費綠電的部分對應的碳排放能夠進行扣減，或予以合理抵扣，就會對使用綠電的企業產生積極的影響，該舉措也將使綠電的環境屬性和碳減排效益形成有效銜接，重點排放單位或高耗能企業將對綠電消費更有動力，從而擴大綠電市場需求。
但是，2014年底，國家發改委發布了《碳排放權交易管理暫行辦法》，之后陸續發布了電力、水泥、石化、化工、鋼鐵、有色、造紙等24個行業的碳排放核算和報告指南，隨后又發布了《工業企業溫室氣體排放核算和報告通則》等推薦性標準。上述文件均未明確企業購買綠電、綠證可以抵扣碳排放，導致企業主動購買綠電、綠證產品的積極性降低。
當前，我國用于計算企業碳排放的電力排放因子為省級區域電網平均排放因子，為該區域電網化石燃料燃燒排放因子和可再生能源電力排放因子的加權值，因此企業在使用電網排放因子時已納入了綠色電力部分；如在核算時再單獨對下網電的綠色部分進行扣除，則對電力的環境屬性進行了二次消費，違背了“唯一性”原則，屬于重復計算。
2022年1月出臺的《促進綠色消費實施方案》提出：“加強與碳排放權交易的銜接，結合全國碳市場相關行業核算報告技術規范的修訂完善，研究在排放量核算中將綠色電力相關碳排放量予以扣減的可行性”。后續需要繼續關注相關規定的出臺。
環境屬性“唯一性”證明面臨的主要問題
當前，不論是電力市場還是碳市場都對電力的環境屬性的“唯一性”提出了要求。但是目前尚未有明確的標準用以證明其“唯一性”，即缺少公認的證明標準。
國內綠證（GEC）僅要求企業提交自我聲明，其真實性是否進行核查尚未可知；而對于國際綠證I-REC，要求申請方進行自我聲明，并有第三方機構進行核查，并由I-REC授權的發行人進行定期檢查，目前無法獲得第三方機構核查報告，其對“唯一性”的核查過程與方法不可知。
對于綠電交易來說，由于其證電合一特性，“唯一性”的證明可信度要遠遠高于GEC，企業接受度更高。
對于開發可以核算為減排量的綠電項目，以CCER為例，該機制提出的“唯一性”，是通過聲明未在其他減排機制申請注冊，如CDM、GS、VCS等，且通過第三方進行審定。
針對綠電機制與碳機制，國際綠證與碳機制可以共存，但同一批綠電的環境效益仍然不可以重復開發。I-REC標準明確指明I-REC與碳屬于完全不同的機制，后者為一種抵銷機制，即I-REC機制可以和碳抵銷機制實現并存，實現“I-REC＋抵銷機制”的收益模式。目前，有注冊為CDM項目的風電項目同時申請了I-REC,當然在CDM申請簽發時，需要扣除I-REC部分產生的減排量。
目前，我國綠電、綠證和碳機制的銜接通道尚未打通，CCER機制是否接受綠證，還需等待新的管理辦法出臺。
綠電、綠證與CCER等碳抵銷制度對比
從現行的交易制度來看，綠證交易和CCER是兩個并行的市場，暫無任何規定說明不能同時申請CCER 和綠證。綠證為符合要求的發電企業提供了一種可以提前拿到補貼的方式，但必需承諾放棄補貼，而CCER是幫助企業將項目產生的減排量在碳交易市場上獲取減排收益。
與此同時，綠證交易和CCER抵銷是在兩個不同機制、不同主體和不同核算方式的市場進行的。購買 CCER的主體通常為納入碳市場的重點排放單位，通過交易獲得的CCER用于在碳市場中抵銷配額，幫助企業以低成本履約；而綠證的購買方范圍更廣，包括受到可再生能源電力消納責任權重指標約束的主體，及其他自愿購買綠證的組織和個人，其購買的綠證有助于完成可再生能源電力消納配額要求，也可證明其消費電力為綠色電力，實現相應的二氧化碳減排。
從項目實施難度看，綠電交易、綠證申請及簽發流程相對簡單，并且有較強的監管約束機制，透明度高，交易成本低；從項目覆蓋面看，碳抵銷機制方法學覆蓋范圍更廣，不僅包括可再生能源類項目，也包括林業碳匯、甲烷、能效提升類項目，能夠引導更大范圍的產業結構調整。
以下將從不同角度，對綠電交易、綠證和CCER展開分析。交易標的
綠證是將風電、光伏、水電等清潔能源的環境屬性與電能本身剝離開來，單獨交易的一種制度，也就是只交易“環境效益”，而沒有“電力屬性”；而綠電交易是將風電、光伏、水等清潔能源所發的電的“環境效益+電力屬性”同時交易的一種制度，因此可以說“1兆瓦時綠色電力=1兆瓦時火電+1兆瓦時綠證”；CCER交易標的是基于項目層面的減排量，根據《碳排放權交易管理辦法（試行）》第二十九條：在全國碳交易系統中，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清繳碳排放配額的5%。因此CCER是一種具備資產屬性的“碳信用”，但沒有“電力屬性”。
標的類型
綠電和綠證交易既包括存量項目也包括新增項目，其中國內綠證交易的是非水電可再生能源項目，而國際綠證交易可包括水電類項目。
CCER項目在重啟之前的存量項目為2017年3月份之前簽發的減排量，除可再生能源項目外還包括甲烷、林業碳匯等使用國家自愿碳減排方法學開發的項目，且在暫停前對項目開發時間節點要求為2015年1月1日后開工的項目，并且2年內必須完成項目審定；預計重啟后會限制存量項目，且對新增項目開發的時間節點有新的規定，目前來看開發潛力最大的項目類型依次為林業碳匯、甲烷、可再生能源。
國際綠證現在要求必須是平價上網的項目；國內綠證和綠電交易既可以是平價上網項目，也可以是含補貼的項目，含補貼的項目申領綠證或參與綠電交易后不再享受補貼；CCER對電價無限制，只是在做“額外性”分析時要考慮所有補貼帶來的收益。
交易次數
在交易次數方面，綠證和綠電不允許二次交易，也暫未出現以綠證和綠電為標的物的抵押、質押等融資手段。而CCER則不限制交易的次數，并且存在基于CCER的多種融資方式。
市場認可度
從目前的市場認可度來看，國際綠證要遠高于國內綠證，其中最主流的是I-RECs，其次是TIGRs；而國內綠證目前存在定價不合理、缺乏相關的法律依據，因此市場認可度不高。
目前，我國綠證交易市場呈現交易率和掛牌率“雙低”的現象，風電綠證的活躍度高于光伏綠證，但成交價卻低于光伏綠證。2020年，國內綠證已完成了在RE100（100%使用可再生能源組織）范圍內的互認工作。但在實際操作中，海外市場認可國內綠證仍面臨一定的“解釋成本”。
現在CCER主要是用于全國碳排放權交易市場以及各試點城市碳排放權交易市場進行配額抵銷。國際航空碳抵銷和減排計劃(CORSIA)也有一個抵銷機制，國際航班可以用國際民航組織認可的碳抵銷項目完成碳排放控制目標，CCER是其中六種被認可的抵銷手段之一。
溢價收益
國際綠證方面，一張I-REC的價格在3~4元左右，度電溢價收益為0.003元/千瓦時到0.004元/千瓦時之間；一張TIGR的價格在18~30元左右，度電溢價收益為0.018元/千瓦時~0.03元/千瓦時；國內綠證方面，當前國內不含補貼的非水電類可再生能源電力申領的綠證掛牌價統一為50元/張；此前享受國家補貼的非水電類可再生能源電力申領的綠證價格則高達100~800元/張。因此，度電溢價收益在0.1元/千瓦時~0.8元/千瓦時。雖然國內綠證溢價收益高，但因前述的各種問題，屬于有價無市的狀態。
在綠電交易上，從試點市場交易的行情來看，度電溢價收益為0.03元/千瓦時~0.05元/千瓦時。
CCER帶來的溢價收益，以西北電網排放因子（生態環境部發的最新電力排放因子）進行測算，在0.027元/千瓦時~0.033元/千瓦時之間。
因此，度電溢價收益排名如下：國內綠證>國際綠證TIGR>綠電交易>CCER>國際綠證I-REC。
開發周期及前期投入
從試點交易的情況來看，國際綠電交易結算周期目前最短為一個月，因此對于發電企業來說回款快，且前期無任何開發費用。
國際綠證開發一般需要依托專業的咨詢機構，開發方式包括純咨詢模式、收益分享模式、風險共擔模式，需根據自身需要確定開發責任及收益分配方式，合理設置付款條件。以京東方開發的TIGR項目為例，回款周期大致在3~4個月左右。
國內綠證和綠電交易基本無任何開發費用。
國內綠證的開發是通過國家能源局可再生能源發電項目信息管理平臺申請綠證權屬資格；然后在信息平臺按月填報項目結算電量信息并上傳所屬相關證明材料。信息中心負責復核相關信息后，在平臺上向企業核發證書，并自動同步至交易平臺。對于不足1兆瓦時的結算電量，則結轉到次月核發，其回款周期取決于是否尋找到認購方，目前國內綠證的現狀是核發者多、認購者少。
對于CCER開發周期包含審定、批準、核查、簽發等過程，一個項目從開始準備到最終拿到減排量大約需要半年到一年以上的時間。CCER開發如委托專業咨詢機構開發，通常分為純咨詢模式、收益分享模式。純咨詢項目開發費用在15萬左右，除咨詢費外，還包括審定費4~5萬，核查費2~3萬等；收益分享則是前期所有費用咨詢機構全包，根據后期減排效益進行分成，類似于合同能源管理模式。
總而言之，綠電消費是大勢所趨，為確保可再生能源電力環境屬性的唯一憑證，政府相關職能部門需要為國內綠證背書，加快對“綠電-綠證-碳信用”銜接機制的研究，加強綠電交易憑證管理體系建設，建立綠色電力交易憑證全生命周期追溯機制，提升國內綠證在國際上的認可度和公信力。在與碳市場銜接方面，可再生能源電力企業應熟悉政策，關注綠電、綠證、碳抵銷信用對于環境屬性的“唯一性”要求，提前做好分析，避免綠色電力的環境效益重復以CCER、CDM等減排方式在碳市場交易。同時，應積極向主管部門建言獻策，將綠電交易實現的減排效果核算到最終碳排放中，以此激勵更多市場主體參與綠電交易，促進綠電、綠證以及碳市場的協同發展，助力“雙碳”目標實現。
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責任編輯：Rex_25
