着眼于新时代发展要求，习近平总书记在2014年创造性地提出“四个革命、一个合作”的能源安全新战略，着力构建清洁低碳、安全高效的能源体系。2015年3月15日，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）在此背景下重磅出台，正式揭开新一轮电力体制改革的序幕。八年来，在党中央、国务院高度重视之下，电力体制改革不断向纵深推进，贯彻落实能源革命新战略取得有效突破。在电力工业市场化改革、节能减排道路上，绿色清洁的可再生能源开启规模化大发展，但电力供给侧改革也逐渐遇到瓶颈，亟需优化建立绿色配套制度，借助绿色能源消费革命之力寻求绿色发展新突破。
加快建立健全绿色机制对电力体制改革的必要性
构建清洁高效的能源供应体系是电力体制改革的一个重要目标。以风电、光伏为代表的可再生能源在生产过程中清洁无污染，是当前“去碳化”电力系统正在壮大的主要力量，并将在未来作为电力供应侧的主体电源而存在。
过去，我国通过发放国家可再生能源补贴支持可再生能源发展，极大地激励了行业投资信心，加快了可再生能源项目建设进度。经过多年补贴式发展，我国可再生能源装机达到国际领先水平，技术不断突破，设备成本大大降低，平价新能源项目建造成本已基本低于燃煤基准价，逐步凸显出绿色经济的良好发展潜力。然而，可再生能源发电天然不连续、不稳定的属性难以改变，与电力系统运行安全、连续、稳定的特性相互矛盾，由此产生的并网消纳难、电能价值低的诸多问题难以仅通过电力市场范围获得完全补偿。
需要指出的是，在电力市场框架下，电力现货市场定位为中长期等市场的价格风向标，现货市场价格需要体现发电曲线电力电量价值。各市场主体根据电能量成本及供需关系参与竞争并最终形成市场价格。现货市场的定位应当是纯电能属性的电力交易。因此，为了不影响市场价格信号的有效形成，保证价格信号能够引导电力资源高效配置，应当在电力现货市场中为各类能源类型创造公平、公正竞争环境，并对需要照顾的市场主体类型，在电力市场范畴外，借助其他行政或市场手段予以补偿。
因此，在当前国家可再生能源补贴退坡和前期带补贴可再生能源项目成本高、资金回笼压力大、发电曲线价值低，进入市场后收益难保证的矛盾下，构建能够凸出可再生能源绿色清洁、环境友好价值的绿色市场，是电力市场化建设长期平稳推进的有效补充，也是实现能源清洁低碳、安全高效转型道路上，支撑可再生能源健康自主可持续发展的现实要求。
为理顺当前各类主流绿色制度的运行机制，分析其执行效果以及与我国现实条件的适应性，本文对可再生能源电力消纳责任权重、绿电绿证交易、碳排放权交易及碳税四种绿色制度之间的共性与区别进行研究，分析政策执行中存在的问题，提出下一步完善能源绿色发展相关制度的建议。
现有绿色制度特点
为体现产品的环境价值、推进新型能源体系建设、促进社会的绿色转型，一般有两类政策工具。一是强制或鼓励绿色电力消费，如绿色电力证书（以下简称绿证交易）、绿色电力交易（以下简称绿电交易）、可再生能源电力消纳责任权重（以下简称可再生消纳责任权重）。二是处罚高排放、高污染的生产行为，如碳排放权交易和碳税制度。两类政策工具均属于二次分配范畴，可表现为多个品种，内核的经济学原理总体相同。
强制性可再生消纳责任权重是绿电交易、绿证交易的基础。用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生消纳责任权重。绿电交易和绿证交易最大的区别在于，是否具备就近使用绿色电力的条件，可再生能源电力的生产与使用能否一一对应。绿电交易的特点是“证电合一”，需要发电方和购电方位于同一阻塞区内，合同性质属于实物合同，能够真正物理执行。绿证交易则是“证电分离”的，由于发用双方可不在同一阻塞区，绿电的生产和使用无法一一对应，购电方一般在电能量市场中完成电能量交易，通过绿证交易完成可再生能源消纳责任。需要注意的是，绿色价值或者消纳责任权重都是财务属性的，绿证价格的高低是由强制配额制中的惩罚标准决定的，与由市场供需决定的电能量价格没有直接关联。
碳排放权交易和碳税都是针对公共产品的外部性而采取的带有惩罚性质的行政手段。碳税是一种税收机制，碳交易是经济学中典型的“可交易污染许可证”。二者的关键区别在于价格机制。碳税是对一个单位量的温室气体排放增加固定的税收价格，其税率是基于评估得到的一单位的温室气体所带来的危害以及控制这种危害所需的成本。碳交易理论上是一种数量导向（基于规定的温室气体排放总量）的政策工具（但是目前我国是基于强度的碳市场），碳排放权可在市场中进行交易，价格由供需决定。简单来说，碳税对于环境危害的惩罚价格确定，但是温室气体排放总量并不确定；碳交易对于温室气体排放总量确定，但是减排成本不确定。权衡两种制度哪种更优需要考虑环境危害和减排成本对于碳排放量的变化谁更敏感。
碳排放权交易和碳税的制度性成本要高于绿电绿证交易。绿电绿证交易的制度性成本主要是审核、发放和防伪技术方面，目前证书防伪技术已比较成熟，只需要将发电数据同步上传至绿证核发机构，并对绿证的核发、核销进行全流程追踪即可，核查成本较低，近似为零。碳排放权和碳税的主要制度性成本在于追踪、核查排放数据，当前碳排放监测和追踪技术仍在不断创新发展，全球范围内尚无权威技术（这也是国际上碳排放监管重点放在生产侧而非消费侧的关键原因），需要大量投入来提升准确度，由此产生的制度性成本高昂。
各类绿色制度的政策执行难点在于经济承受能力。目前，现有绿色制度产生的环境溢价大多由生产企业自身承担，造成部分生产企业经营状况堪忧。但是，仅在生产企业层面的绿色转型不可持续，全社会的清洁转型势必要通过全社会共同承担经济责任来完成，环境溢价也终究需要疏导至消费侧，可能引发消费者抵触情绪；但若绿色制度过快地全面普及，也会对经济运行造成极大压力。
我国绿色制度存在的问题
我国绿色制度主要有绿电交易、绿证交易和碳排放权交易。三者存在的共性问题主要有两点：一是成本无法顺利向下游消费侧传导。二是没有统筹考虑和实际测算“绿色附加成本”是否在实体经济可承受范围内。绿色制度存在的问题具体表现在以下四个方面：
可再生消纳责任权重根据生产能力分配。我国根据省级行政区域分配权重，从分配结果看，西部资源富集地（如甘肃、新疆、内蒙古）承担了更高的权重；东部负荷中心（如北京、浙江、江苏）权重较低。这意味着我国当前可再生消纳责任权重制度的重点在于引导生产侧的开发建设，而非引导用户侧的消费习惯。从完成情况看，2021年度仅甘肃、新疆未完成最低可再生消纳责任权重，但是从可再生能源装机容量来看，甘肃、新疆风电、光伏发电装机分别达到了34%、48%。西部资源富集地本地消纳和外送能力不足、东部负荷中心用能量大且经济承受能力较强的现实情况，与现行权重分配方案恰好相反。
“证电合一”的绿电交易制度与我国资源禀赋、现实条件不适应（国内“绿电”非绿电）。国内的绿电交易允许跨越阻塞区，而国外的绿电交易为了保证就近消纳不允许跨越阻塞区。由于风、光资源富集地与电力消费中心不匹配，西北地区新能源与东南地区签订“证电合一”的购电协议需要新建大量的输电线路，假如没有电网相连或者电网相连已无输送能力，绿证就无法出售；如果建设大量通道以满足“证电合一”的交易条件，则会产生额外的成本，导致电价水平的上涨。另外，根据当前省间现货市场的实际情况，买方电量与卖方电量相差20%左右，跨区域输送电造成的网损进一步抬高了绿电的成本。
全国碳排放权交易市场仅纳入发电行业且碳成本疏导机制尚未畅通，给火电企业形成极大负担。煤电机组整体排放水平都比较高，相互之间的差异较小，并且燃煤是其发电的必要环节和产生温室气体排放的主要原因。但由于煤耗是煤电机组的主要成本，即使没有碳排放配额的约束，煤电机组也有足够的激励降低煤耗，因此火电企业本身暂不具备大力度减排的条件。同时，我国煤电企业承担了重要的保供责任，需要满足“应开尽开、稳发满发”的要求，又无法顺畅传导因碳排放权交易带来的成本上涨，碳市场仅纳入发电行业只能单纯抬高火电企业成本。还需注意的是，火电企业的产出大多为中间产品，石化、钢铁、有色等“用电大户”反而免于承担控排成本，对于火电企业来说并不公平。长此以往，火电企业的投资积极性将受挫，不利于我国电力供应形势的平衡稳定。
我国以碳强度为指标的排放权交易体系无法给予企业足够的减排激励。碳强度是指单位GDP产出所产生的碳排放量，原本旨在兼顾经济体内部减排和整体经济增速，引导排放不达标的企业优先考虑减排，激励企业研发减排技术。但是，企业完全可以通过提高产品价格来降低碳强度，极有可能引发生产者通过勾结来改变市场结构，或倒逼价格主管部门提价的行为。再者，实际操作中，减排技术的研发成本远高于碳排放权收益，也无法给予企业足够的减排激励。因此，基于强度的碳市场中，碳排放权更像是企业的负担，而非生产资源，从而无法实现资本化，发挥其激励减排技术开发的作用。
健全绿色机制的相关建议
电力市场竞争中可再生能源并不具备优势，可再生能源的完全价值需要绿色机制的健全才能得以体现。为使可再生能源绿色价值尽快得到补偿，破解可再生能源在电力市场化建设中需要“被照顾”才能生存的状态，针对各类绿色制度现存问题，建议从加快明确用户侧承担绿色转型责任驱动全社会绿色需求扩大、通过“证电分离”提高绿证流通力、优化碳排放权市场主体选择和指标体系优化等方面发力，优化配套能源制度，为可再生能源发展打通路径，深入推进能源供给和能源消费侧绿色革命。
建立面向全体电力用户的可再生消纳责任权重制度。按照“全国一盘棋”的方针，每个用户承担同等的权重。西部地区资源丰富、生产能力强，但消费能力较弱；全国均分权重可以减轻西部地区的消纳压力，就近消纳也可以节省用电成本。东部地区土地稀缺，没有大规模发展风电光伏的条件，但消费能力强、人均收入高，可以通过购买绿证完成消纳责任，资金支持可再生能源行业发展。由此，实现土地、能源、资金等要素的跨区域“二次分配”。
建立“证电分离”的绿证交易制度。由用户根据实际情况自行选择消费“证电合一”的绿电或单独购买绿证。成立专门的绿证交易中心，还原绿证作为“有价证券”的金融属性，剥离其电能量属性，允许绿证多次转让。这有利于增强绿证流动性，提高绿证交易活跃度。
加强电-碳市场联动，进一步放开火电中长期交易价格，推动火电企业碳排放成本在电力市场中的传导。从根本上解决火电企业高排放的唯一办法是有可替代的电量，大力发展可再生能源是重中之重。有了可再生能源发电量替代火电发电量，火电的排放总量自然就会降低。但是，我国目前并不具备大量退出火电机组的条件。基于当前现状，建议加强电-碳市场联动，推动价格主管部门将火电中长期交易上下浮动的20%扩大至30%，以传导火电企业碳排放成本，并推动价值链传导更顺畅、具备节能转型条件的行业主体进入碳市场，从而更有利于提高全社会的绿色转型效率。
推动碳排放权交易指标体系由“强度”向“总量”转换。为避免过高的监管成本，强度交易市场必须选择特定的碳排放主体承担强度减排责任，无法涵盖所有的排放源，不利于全社会绿色低碳意识的建立。另外，对企业排放强度的核准与结算，不仅涉及到碳排放量，还涉及到企业产出，数据造假风险更高，核查成本更高。
可再生能源作为新型电力系统中电力供应的主体电源，在电力市场竞争中并不具备优势。建立健全场外绿色配套制度是长期平稳推进电力市场化建设的重要补充，对于支撑可再生能源自主可持续发展，实现能源清洁低碳、安全高效转型具有重要意义。需要统筹考虑各类绿色制度的传导机制、制度成本以及对经济社会发展产生的影响，推动政策有效衔接、形成政策合力，保障可再生能源的绿色价值得到合理补偿，提高全社会绿色转型效率，助力电力体制改革和新型能源体系建设！
