2024年绿电绿证与碳市场机制解读：电碳市场划清界限，双碳转型框架下协同发力

1 引言：正式转型碳排双控，电碳市场建设加速

十四五收官在即，减排步伐落后于目标进度。2020 年 9 月，我国首次提出“3060” 双碳目标；此后十四五规划提出：到 2025 年，单位 GDP 能耗和二氧化碳排放分 别降低 13.5%、18%。在 2021-2023 年间，全国能耗强度累计降低约 7.3%，少排 放二氧化碳约 9 亿吨，全国能耗强度降低滞后于目标进度。 节能降碳方案出台，助力实现十四五目标。为加大节能降碳攻坚力度，国务院 2024 年 5 月发布的《2024-2025 年节能降碳行动方案》提出新目标：2024 年单位 GDP 能耗和二氧化碳排放分别降低 2.5%左右、3.9%左右，年底实现绿证核发全覆盖； 2025 年非化石能源消费占比达到 20%左右，尽最大努力完成“十四五”节能降碳 约束性指标。 碳排双控目标豁免绿电消费，电碳市场建设加速。绿电绿证、碳排放权市场均为 我国经济社会绿色转型过程中的重要工具，但目前各市场建设尚未成熟，各自功 能目标与实现途径有待明晰；2024 年 8 月，国务院印发《加快构建碳排放双控制 度体系工作方案》，提出建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制，清洁能源消 费得以“豁免”，客观上为绿电绿证与碳市场的发展提出更高要求。

2 绿电交易产生溢价收益，绿证为环境价值唯一凭证

2.1 绿电：中长期电力交易品种，电能量及环境价值分别核算

以电能量及环境价值为标的物，电力中长期交易组成部分。据 2024 年 8 月最新发 布的《绿色电力交易专章》，绿色电力（下文简称“绿电”）指的是已建档立卡的 可再生能源发电项目所生产的全部电量；绿电交易是指以绿色电力和对应绿色电 力环境价值为标的物的电力交易品种，是电力中长期交易的组成部分，交易电力 同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书。 省内省间分别组织交易，电能量与环境价值单独核算。分交易地区来看，绿电交 易主要包括省内与跨省区交易，省内交易由各省电力交易中心组织开展，跨省区 交易由北京、广州、内蒙古电力交易中心组织开展。从交易方式来看，绿电交易 主要包括双边协商、挂牌、集中竞价等。绿电交易与其他电力中长期交易品种的 主要区别在于价值构成。普通电力交易品种只交易电能量价值，绿电同时交易电 能量价值与环境价值，电能量部分与环境价值分开核算。

不同交易组织方式下，环境价值确定方式各不相同。在双方协商方式下，买卖双 方协商确定绿电整体价格，分别明确电能量价格和环境价值。在挂牌交易方式下， 挂牌方申报整体价格，同时明确电能量价格和环境价值，摘牌方为价格接收方； 在国网地区，绿色电力环境价值统一取交易组织前北京电力交易中心绿证市场成 交均价。在集中竞价方式下，市场主体申报绿电整体交易价格，以购售双方平均 值形成每个交易对的整体交易价格，再分解形成电能量价格和绿色电力环境价值； 国网、南网地区关于绿色电力环境价值的确定机制略有不同。

2023 年绿电交易同比+278%，市场处在起步阶段。从总量来看，2023 年全国绿电 交易量 685 亿千瓦时，同比+278%。分地域来看，2023 年国网、南网区域绿电交 易量分别为 611、74 亿千瓦时，分别占比 89%、11%；分市场来看，2023 年省内、 省间市场绿电交易量分别为 538、147 亿千瓦时，分别占比 78%、22%。截至 2023 年，绿电交易量占全国市场化交易电量比例为 1.21%（2021 年、2022 年分别为 0.23%、0.34%）。2024 年上半年，国网区域绿电交易为 980 亿千瓦时，是去年同 期的 2.5 倍。当前我国绿电交易量占市场化电量比例仍较低，但增速较快，绿电 交易市场正处于从零到一的快速扩张阶段。

绿电价格高于煤电基准价，度电环境溢价 1-5 分钱不等。从 1H2024 各省交易情 况来看，多数省份绿电交易价格超过 0.4 元/kwh，高于所在省份煤电基准价，度 电环境溢价大多在 1-5 分/kwh 不等，安徽省绿电环境溢价高达 7 分/kwh。电力交 易中心优先组织绿电交易，绿电环境溢价有望提高绿电运营商参与绿电交易积极 性，进一步扩大增强绿电市场供给，改善自身发电运营收益。

2.2 绿证：绿电环境价值唯一凭证，证电分离打破交易边界

绿证是绿色电力环境价值的唯一凭证。可再生能源绿色电力证书（下文简称“绿 证”）是国家对发电企业每兆瓦时可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的 电子凭证。绿证是绿电环境价值的唯一凭证，故绿电交易在确定环境价值时以绿 证市场交易均价为基准。交易主体申请核发绿证时须承诺仅申领中国绿证、不重 复申领其他同属性凭证。 绿证核发力争全覆盖，自发自用与存量水电绿证暂不可交易。目前，已建档立卡 的风电（含分散式风电和海上风电 ）、光伏（含分布式光伏发电和光热发电)、常 规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目所生产的 全部电量均可核发绿证。考虑到存量常规水电项目发证量过大，若全部核发可交 易绿证可能对市场价格形成较大冲击，而新投产常规水电项目开发建设成本明显 提高，需要通过绿证交易补偿建设成本，故我国目前对存量常规水电项目，暂不 核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转，对 2023 年 1 月 1 日（含）以 后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。项目自发自用电量绿证 现阶段同样不可交易。

证电分离打破物理交易边界，两种交易方式互为补充。我国绿证交易方式分为“证 电合一”和“证电分离”。“证电合一”意味着参与绿电交易，绿电和绿证打包售 出。“证电分离”意味着用户不参加绿电交易，随后单独出售绿证。我国绿证出台 的时间早于绿电交易，故“证电分离”是国内绿证的初始交易模式。证电分离方 式的存在解决了绿电的物理边界问题，在采购时间维度上更为灵活，有利于自建 分布式项目的绿证交易。 绿证有效期 2 年，单次交易限制防止重复获益。现阶段我绿证有效期为 2 年，2024 年之前可再生能源发电量对应绿证有效期可延至 2025 年底，有效期的设定可防范 绿证囤积扰乱市场交易的风险。此外，绿证仅可交易一次，避免多次出售导致同 一单位绿电环境价值重复获益。

2.3 可再生能源补贴缺口扩大，环境溢价进行市场化替代

国补与保障收购相伴相生，从保价保量步入平价时代。2006 年可再生能源法设立， 电价补贴与全额保障性收购机制由此诞生，新能源电量采取“保量保价”全额收 购机制。保“价”的上网电价与燃煤基准价的差额由可再生能源发展基金承担。 我国风光标杆价在十几年间逐渐降低，保“价”的电价水平逐步降低，2016 年的 全额保障性收购管理办法提出“保障性收购利用小时数”，“保量”部分同步减少。 2021 年正式步入新能源平价上网时代，到 2024 年全额保障性收购办法出台，保 量保价机制逐步退出。

国补缺口逐步扩大，附加基金征收标准不断提高。由于可再生能源装机规模快速 增长，可再生能源附加基金征收标准的提高速度远不及补贴项目规模增长，叠加 电价附加未依法严格征收，国家财政补贴压力逐渐加大。根据风能专委会发布的 数据，截至 2021 年底补贴拖欠累计在 4000 亿元左右。随新能源发电项目技术不 断成熟、造价下降，国补终将退出历史舞台，应当逐步建立市场化机制来补偿新 能源发电项目的绿色环境价值、接替存量项目的补贴，绿电绿证交易则是最有效 的市场化机制之一。

绿电（证）溢价收益等额抵扣补贴，市场化机制逐步替代财政手段。2023 年，三 部委发布发改体改【2023】75 号文，明确带补贴项目参与绿电（证）交易的溢价 收益回收机制；2024 年 9 月，北京电力交易中心发布《绿色电力交易实施细则 （2024 年修订稿）》，以上两个文件均对国补和绿电（证）溢价收益的衔接做出了 详细的规定：

（1）带补贴绿电项目：参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收 益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电 交易的全部收益归发电企业所有；稳步推进带补贴项目参与交易，参与绿电交易 的可优先兑付补贴。 （2）无补贴绿电项目：绿电交易溢价与绿证收益归发电项目业主所有；优先组织 无补贴项目参与绿电交易。 收益抵扣缓解国补财政压力，绿电绿证供给规模受限。在收益抵扣机制下，绿电 （证）环境溢价收益有望对可再生能源电价补贴进行市场化替代，减轻国家财政 压力，但多数绿电运营商选择补贴项目原则上不参与绿电绿证交易，在尚有大量 存量补贴项目的情况下，绿电绿证交易的供给规模受到一定限制。

2.4 绿证为绿电消费基本凭证，推动电力需求侧绿色转型

绿证通常源于可再生能源配额制。可再生能源配额指一个国家或地区强制性规定 电力系统所供电力中须有一定比例为可再生能源供应，这个强制的比例即为配额。 在我国政策语境下，配额制指可再生能源电力消纳责任权重机制。2019 年我国可 再生能源电力消纳责任权重机制正式确立，国家按省级行政区域对电力消费规定 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和非水电 消纳责任权重。在此机制下，能源结构转型的任务逐步由发电侧向消费侧拓展。

绿证为配额制配套工具，替代完成可再生能源消纳。根据国家 2019 年发布的 807 号文，承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳 量，同时可通过另外两种方式作为替代方式完成消纳量：1）购买超额消纳量；2） 自愿认购绿证，对应的电量等量记为消纳量。 

消纳责任未落实到用能单位，对绿证消费促进有限。可再生能源消纳责任权重机 制本该是绿证市场发展的最大驱动力量，但从我国实践来看，消纳责任仅在省级 行政区范围统计核算，在早期保障性收购制度下，新能源作为优先发电电量首先 通过政府协议锁定，消纳责任权重落实到各省级行政单位，真正应该采购绿证的 终端电力用户并不承担能耗考核责任，权责不对等导致需求未充分释放。 电解铝绿电消费比例出台，消纳主体进一步落实。2024 年 8 月国家发改委、能源 局发布《关于 2024 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，通知新 设电解铝行业绿色电力消费比例目标，电解铝行业企业完成情况以绿证核算。绿 色电力消费比例的出台是推动绿电消纳从省级行政单位向重点用能主体分解，有 望进一步压实责任主体，释放绿电绿证市场需求。

能耗总量考核剔除绿电消费，绿证为环境价值基本凭证。我国能耗双控目标在“十 三五”期间正式建立，2019 年 807 号文提出“超出激励性消纳责任权重部分的消 纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗双控考核”，《“十四五”节能减排综合工 作方案》提出“各地区十四五新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总 量考核”，2022 年 1258 号文提出“以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本 凭证”，2024 年发改环资 113 号文明确“以物理电量为基础、跨省绿证交易为补 充的可再生能源消费量扣除政策”。绿证挂钩能耗双控目标框架，政策指标再次成 为绿电绿证市场的主要推动力。 能耗双控向碳排双控转型，电碳市场衔接进程加速。2024 年 8 月，国务院发布《加 快构建碳排放双控制度体系工作方案》，方案提出“能耗双控向碳排放双控全面转 型”，绿电因不产生碳排放而由此“豁免”，客观上为绿电绿证市场、碳排放市场 的建设以及双方衔接提出更高要求。

3 全国碳市场正式扩容，CCER 辅助完成配额

三种常见碳减排方式，碳交易为重要市场机制。对于政府而言，减少碳排放的方 式主要分为直接管制、碳税和碳交易三种类型。其中，直接管制属于直接减排方 式，碳税与碳交易属于间接减排方式，主要依靠市场调节机制实现，能够为企业 提供灵活性与经济激励。 碳交易主要指将温室气体的排放权作为商品进行交易。在碳配额制度下，政府设 置全社会总排放量限额，根据该限额发放配额，政府可以免费分配这些配额，也 可以组织拍卖出售。在我国的碳排放权交易市场上，主要有两种交易产品：碳排 放配额（Chinese Emission Allowance, CEA）与国家核证自愿减排量（China Certified Emission Reduction , CCER）。 全国碳市场配额免费分配，CEA+CCER 交易以补足超额排放。目前我国全国碳 市场排放配额实行免费分配，纳入碳排放权配额管理的市场主体被称为“重点排 放单位”。重点排放单位出现超额排放时，可通过以下两种方式满足碳配额监管： （1）通过碳排放权交易市场购买碳排放配额，其购买的碳排放配额可以用于清缴； （2）购买 CCER 用于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%。

3.1 碳配额市场：地方试点到统一市场，全国碳市场扩容在即

我国的碳排放权市场建设主要分为地方试点与全国统一市场两个阶段： 1）地方市场试点阶段：2011 年，发改委发布《关于开展碳排放权交易试点工作的 通知》，同意北京市、天津市、上海市、重庆市、湖北省、广东省及深圳市开展碳 排放权交易试点； 2013-2014 年，七个碳交易试点地区相继启动区域性的碳排放 权交易工作；至 2016 年底，上述七省市和四川、福建试点均已启动。 2）全国市场建设阶段：2016 年发改委发布通知，提出“确保 2017 年启动全国碳 排放权交易”；2017 年，《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》发布； 2021 年，全国统一碳排放权交易市场正式运行。2024 年，水泥、钢铁、电解铝行 业碳市场工作方案征求意见稿发布，三大高排行业即将纳入全国碳市场管理。2024 年发布的《碳排放权交易管理条例》提出，不再新建地方碳排放权交易市场，重 点排放单位不再参与相同温室气体种类和相同行业的地方碳排放权交易市场的碳 排放权交易。全国优先于地方，全国统一碳排放权市场扩容在即。

3.2 CCER 市场：时隔六年重新启动，项目方法学全面换新

2023 年 CCER 重新启动，推出 2 批共 6 个方法学。国家发改委于 2012 年首次提 出 CCER 机制，相关主管部门随后陆续公布了 12 批共 203 项方法学。2017 年， 由于存在部分温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范的问题， CCER 项 目的备案申请受理暂停。2023 年，随《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》 的发布，我国 CCER 正式重启。2023 年，生态环境部发布了首批 4 个项目方法学， 包括造林碳汇、并网光热发电、并网海上风电与红树林营造，2024 年 7 月发布第 二批 2 个项目方法学，包括煤矿低浓度瓦斯和风排瓦斯利用、公路隧道照明系统 节能。

依据项目方法学确定基准线&减排量，海上风电项目继续保留。CCER 项目的基 准线，指当项目不存在时在既有条件下达到申报项目目的所产生的排放—若某绿 电项目发了一度电，那么这一度电的基准线即为在没有该绿电项目时、既有条件 下（可简单理解为利用火电项目发电）生产一度电的排放量，减排量是指基准线 减去该绿电项目发一度电的排放。方法学是确定基准线、计算减排量的方法指南。 在 2012~2017 年之间已开发项目中，风电和光伏发电项目合计占比曾超过 60%， 在重启后的方法学中，常见可再生能源发电项目只有海上风电、光热发电予以保 留。

4 绿电碳市场衔接：回归环境价值本质，减排量有待 合理定价

绿电环境价值在于减少碳排放，碳价为电价重要组成元素。可再生能源电价补贴 是计划体制下对绿电环境价值的定价，步入平价时代，绿电环境价值需要由市场 决定，因此需要回到绿电环境价值的本质——减排作用。因此，碳排放权的价格 应是电价的重要组成部分，绿电市场势必与碳市场产生联动。

4.1 外购电力产生间接排放，排放因子明确绿电零碳价值

绿电市场与碳市场的联动需要明确两个问题：1）碳排放量的核算是否包含间接排 放？ 2）如何将购买绿电的间接排放核算为零？ 外购电力产生间接碳排放。根据温室气体核算体系，温室气体排放分为直接排放 与间接排放两大类。直接排放的排放源由企业直接控制或拥有，比如企业燃烧化 石燃料产生温室气体排放；间接排放的排放源不由企业控制，但企业的活动导致 了排放，比如企业用户外购电力，企业不拥有火电机组但购电行为间接导致了排 放。间接排放的核算适用于电力市场化程度较低、发电碳成本无法从上游向下游 有效传导的地区。由于绿电并不产生直接排放，所以碳市场纳管间接排放是讨论 绿电消费抵扣碳排量的基础。

绿电如何抵扣碳排放取决于排放因子的设定。外购电力产生间接排放的计算公式 为“间接排放 = 购电量 × 排放因子”。若碳市场纳管间接排放，为了体现绿电 的零碳属性，需要区分外购火电与外购绿电的排放因子。根据温室气体核算体系 的规定，企业外购电力间接排放核算方法分为两种：①基于位置的方法；②基于 市场的方法。 绿电抵扣碳排要求采用基于市场的方法，技术与监管难度较大。在基于位置的方 法下，企业对于所有外购电力采用统一的排放因子，一般是所在地区或国家的平 均电力排放因子。在基于市场的方法下，可以根据不同电力类型采用不同的排放 因子。基于市场的方法要求电能量“可追溯”，以确保绿色电力消费的真实性和绿 色权益的唯一性，故技术门槛相对较高、监管难度较大，但在此方法下，可以将 外购的不同电源类型的电力进行区分，从而将绿电排放核算为零。

我国不同领域的大多数碳排放核算方法均采用基于位置的方法来核算外购电力间 接排放，但在 2024 年发布的水泥、铝冶炼行业的温室气体核算指南中，首次采用 了基于市场的排放因子，电力排放因子口径为不包含市场化交易的非化石能源电 量，即市场化绿电的间接排放按 0 计算。

4.2 全国碳市场新纳管三大行业，不考虑间接排放以对接国际市场

发电行业外购电力占比较低，不考虑间接排放以提高市场效率。全国统一碳排放 权市场由发电行业起步，2024 年 7 月最新发布的《2023、2024 年度全国碳排放权 交易发电行业配额总量和分配方案(征求意见稿)》不再将间接排放纳入管理范围， 并相应调整了配额基准值。对于发电行业企业而言，自身外购电力较少，间接排 放量占比较低，仅核算直接排放足以对发电企业产生约束，不核算间接排放能够 在一定程度上提高市场的监管和运行效率。

全国市场新增纳管三个行业，为与国际接轨不核算间接排放。2024 年 9 月生态环 境部发布关于公开征求《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工 作方案（征求意见稿）》意见的函，提出积极稳妥有序将水泥、钢铁、电解铝行业 纳入全国碳排放权交易市场覆盖范围。此外，文件提到考虑与国际碳市场规则对 接，管控范围限于直接排放。 电力市场改革步入深水区，核算间接排放加重双重履约。在碳电联动紧密、碳价 向电价传导率较高的市场中，火电企业为满足发电需求需额外购买碳配额，碳价 波动直接影响火电企业发电成本及其电力市场的报价，碳价至此传导至消费端电 力价格。当前全国碳市场碳配额实施全部免费发放，且市场建设初期配额限制相 对宽松，碳配额价格对企业成本影响有限。但据生态环境部评估，在新增纳管水 泥、钢铁、电解铝三个行业后，全国碳排放权交易市场覆盖排放量占全国总量的 比例将达到约 60%，核算间接排放可能加重电力产品碳成本的双重履约问题；同 时考虑到与国际碳市场充分对接，全国碳市场不再核算间接排放具备合理性。

4.3 地方市场核算间接排放，绿电抵扣机制陆续出台

地方市场存在产业结构导向，间接排放仍需继续核算。随全国碳市场逐渐扩容， 地方碳市场面临覆盖行业范围缩小、排放规模缩小的局面，纳管排放主体更多集 中在先进制造业、城市交通和服务业等领域的企业，该类企业碳排放量中的间接 排放占比大，因此地方碳市场有必要将间接排放纳入覆盖范围。 部分地区允许绿电抵扣碳排，实践机制各不相同。在地方碳市场中，北京、上海 多地已出台文件表明绿电可对碳排放进行抵扣。（1）北京、上海及天津的绿电扣 减机制是在 MRV（监测、报告、核查）阶段进行扣减：北京市生态环境局明确“重 点排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为零”；上海市将通过省 间交易购入的绿电排放因子调整为零；天津市政策为核算碳排量时扣除外购绿电 电量，是目前唯一认可绿证抵扣的市场。（2）湖北与深圳的机制则是在配额清缴 阶段，绿电核减量可用于抵扣超额碳排量。

4.4 绿电交易规模有待扩大，对碳配额市场冲击较小

绿电交易规模较小，难以对碳市场造成冲击。部分市场观点认为，若全面允许绿 电对碳排量的抵扣，可能会对碳市场的造成一定的冲击。由于全国市场不核算间 接排放，且大多地方市场不允许绿证抵扣碳排放，我们针对主要地方市场对绿电 交易抵扣碳排量的比例进行测算，以 2023 年上海、深圳、天津为例，绿电消费量 抵扣碳排量占当年碳配额总量的比例分别为 0.86%、2%、1.82%，绿电市场对碳排 放权市场的影响较小。

5 展望：电碳市场划清界限，双碳框架下协同发力

绿电抵扣碳排放无望，购电方承担双重负担。铝冶炼、水泥行业碳市场工作方案 的出台为全国碳市场与绿电市场的发展指明了方向，碳市场不再纳管间接排放， 绿电消费不能抵扣碳排放，绿电市场与碳市场初步划清界限。此外，绿电交易的 环境溢价增加了企业经营成本，但在减免关税等政策支持方面尚未有明确指引， 用户同时还需上缴可再生能源附加基金，面临附加基金和环境溢价的双重负担， 参与绿色电力交易的积极性大打折扣。 溢价收益抵扣限制供给规模，市场顶层设计有待明确。从供给角度来看，绿电交 易优先组织平价新能源项目参与，带补贴项目参与绿电交易时高于项目所执行的 煤电基准电价的溢价收益，在国家可再生能源补贴发放时等额扣减。大多企业现 行策略为补贴项目原则上不参与绿电交易，故在尚有大量存量补贴项目的情况下， 参与绿电交易的新能源电量规模受限。此外，我国新能源参与市场的顶层设计仍 有待明确，新能源入市面临的收益波动风险问题仍有待解决，应建成覆盖绿电绿 证交易、新能源市场化交易、非化石能源交易等多类范畴的市场整体架构，同时 逐步缩小新能源保障性收购规模，推动新能源有序参与市场。

2024 年底将实现绿证全覆盖，供给激增带动价格下行。2024 年 5 月，国务院印发 《2024-2025 年节能降碳行动方案》，提出“2024 年底实现绿证核发全覆盖”；7 月 能源局发布《关于进一步做好可再生能源发电项目建档立卡有关工作的通知》，明 确“建档立卡是可再生能源项目获得绿证，参与绿证交易，实现可再生能源环境 效益的前提”。短期内可再生能源项目建档立卡加速，预计带动绿证供给激增，市 场价格下行。

政策考核+两年有效期产生“需求潮汐”，碳排双控转型后绿证需求仍未可知。由 于数据的不可追溯性，我国绿证的国际公信力仍有待提升，而国内绿证需求主要 来消纳责任权重、能耗双控等政策考核，在政策压力下两年有效期的规定可能导 致市场需求呈现“潮汐”现象。2024 年 8 月发布的正式版《绿证核发与交易规则》 新增延期规则，2024 年之前的项目电量对应绿证有效期延至 2025 年底，有望缓 解临期绿证低价抛售现象。此外，在由能耗双控向碳排双控转型后，“零碳”的绿 电消费从考核中豁免，该部分的绿证凭证需求将逐步消失；电解铝行业绿电消费 比例的出台，表明国家正积极推动可再生能源消纳责任权重向重点用能单位分解， 消纳责任权重可能接续成为新的需求点。

新能源步入平价时代，不再满足 CCER 额外性要求。CCER 项目的基本条件包括 真实性、唯一性、额外性，其中额外性是指在没有 CCER 的支持下项目不具备商 业可行性、不会产生减排量，因此在 CCER 的支持下可以克服融资等方面的障碍 产生“额外”的减排量。经过多年发展，我国的风电、光伏新能源发电技术已逐 步成熟，项目造价逐步下降，平价时代的新能源项目已不再满足额外性要求，常 规新能源项目需要与 CCER 划清界限。 绿证与 CCER 衔接机制出台，过渡期内两者二选一。2024 年 8 月，国家能源局 与生态环境部发布《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作 的通知》，提出两年过渡期内深远海海上风电、光热发电项目自主决定申领绿证与 申报 CCER 二选一，避免可再生能源项目重复获益。未来，CCER 的发展方向更 倾向于基于自然的碳减排项目以及可实现长期存储的碳清除项目，将与绿电绿证 项目方向逐渐划清界限。

初期免费配额约束较宽松，远期仍需重视火电成本疏导机制。全国统一碳市场目 前实行免费配额，市场建设初期配额约束较为宽松，多数企业仍有配额盈余。随 未来碳配额逐步收紧或引入有偿配额，火电企业碳履约成本加重，而煤电基准价 存在 20%上下浮动限制，故仍需不断完善容量电价机制，加大煤电企业参与系统 调节的激励力度，为煤电企业提供碳排放成本市场化疏导途径。 能源转型框架下市场建设加速，电碳市场协同发力。远期来看，绿电（绿证）与 碳市场均为全面实现经济社会绿色转型目标下的重要市场工具，需要形成更加清 晰明确的顶层机制设计和发展路线图，在双碳目标的总框架下形成合力。

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