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，国家已分别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、绿电交易和包含碳排放配额和CCER在内的碳交易二种市场机制并行的格局。
碳交易市场基本原理是通过引入总量控制与交易机制(Cap and Trade)，使纳入交易市场的控排企业受到碳排放限额约束，以市场交易机制，激励减排成本更低的市场主体进行减排，以降低全社会碳减排成本。我国的碳交易市场可按强制减排市场和自愿减排市场来划分。强制减排市场可细分为一级市场和二级市场;自愿减排市场作为强制减排市场的补充机制，允许各类减排项目签发核证减排量，向强制减排市场出售减排量获得减排激励。
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。 碳排放配额交易与CCER交易的制度功能分别如下：
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。
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。
绿色电力通常是指以光伏、风电等为主的可再生能源电力。绿色电力相比于化石燃料发电，除同样拥有电能量属性外，还具有化石能源替代、环境保护等社会边际效益，即额外的环境属性。绿色电力的环境属性通常可以直接以可再生能源电能交易实现转移，也可以以绿色电力证书为权益间接载体进行交易转移。发电企业可以通过两个市场将绿电环境权益卖给有需求的消费者，消费者通过购买绿电以满足自身生产生活环节对能源绿色环境价值的需求。
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。
碳交易市场情况
典型的碳交易市场的利益相关方主要有政府、排放企业、减排项目业主、交易中心、碳金融机构、商业银行、产业技术供应方及咨询方等其他市场服务商。政府提供顶层设计及全过程监督管理职能，并向排放企业发放配额;交易中心作为自律组织，在接受政府部门监管的同时，为市场主体提供交易结算等服务，并行使一定的市场监督职能;控排企业则接受政府部门的管理和监督，控制温室气体排放量，根据自身的排放水平和碳配额盈缺情况，参与市场交易完成履约。碳金融机构和商业银行则为交易机构提供结算托管支持，同时为市场主体提供各种类型的资金融通服务，帮助控排主体在碳市场中以最低成本履约的同时，获取超额收益。
全球市场截至2021年，全球四大洲的36个国家、17个州或省以及7个城市已经实施了碳交易，这些地区的GDP总量占全球的42%。国内市场2011年底，中国启动“两省五市”(湖北省、广东省、北京市、上海市、天津市、重庆市和深圳市)碳排放权交易试点建设。各试点均优先纳入了排放量较大的工业企业。部分城市级试点则将交通运输业、服务业、公共管理部门等纳入其中。截至2021年12月底，中国的区域试点碳市场共成交配额5.15亿吨，成交金额超过127.5亿元。
绿电交易市场情况
我国的绿色电力证书交易早在2017年就先行探索启动，相关政策产品体系也一直在不断完善。绿证认购平台最新数据显示，截至2022年4月24日，我国绿色电力证书合计成交188万个，其中补贴绿证78895个，无补贴绿证1731550个，绿电绿证70163个。由于无补贴绿证项目价格相对较低，且绿证买方普遍更倾向额外性更好的无补贴项目，无补贴绿证已成为当前主流的绿证交易产品。
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。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”（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）。
虽然碳-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-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。
来源：中国光伏行业协会
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