在“双碳目标”的加持下，光伏、风电等已从单纯的能源替换项目战术突进，演化为具有根本性和全局性的纵深战略突破，是故宜称“绿色能源项目”予以明示。

而从生态环保法律服务的角度看，绿色能源项目合规既是相对成熟的市场化法律服务产品，也是律师行业贴近新时期高质量发展主线生发业务创新的沃土。兹以项目类别作为纬线，以项目建设流程作为经线，纵横交错、条块结合地析出重要节点，佐以项目自建与投资并购合规管理实务要领，提出具有较强针对性的绿色能源项目合规管理系列指引，供绿色能源企业、投资机构和法律服务界同仁参考。冀在具体项目中形成合规共识，落实合规措施，防范合规风险，并以个体项目的高质量持续积累，裨益于我国绿色能源发展的大局和“碳达峰碳中和”的宏伟目标。

绿色能源因其“零碳”特点和创新业态而倍受政府和市场的追捧，然而项目业主却一直面临着因售电收益单一及补贴拖延而引发的项目投资收益困扰。绿色能源项目收益多元化受阻的根本原因，一方面是我国电力市场化改革尚不到位而导致绿色电力（以下简称绿电）环境价值在电力交易中不能充分实现；而另一方面则是绿色能源在自愿绿色电力证书（以下简称绿证）交易和中国温室气体核证减排量（Chinese Certified Emission Reductions 以下简称CCER）交易机制中的缺位。因此，北京市人民政府于2023年7月25日发布京政发〔2023〕16号《北京市贯彻落实加快建设全国统一大市场意见的实施方案》，明确提出“…积极争取全国电力交易中心在京落地，探索研究全国电力市场基础交易规则，健全多层次电力市场交易体系。率先建立绿电消纳碳市场补偿机制，鼓励重点碳排放单位加大绿电消纳力度。”¹因此，深入探究绿色能源证-电-碳多元交易融合机制，既具有明显的规范价值又具有强烈的现实意义。

一、证-电-碳多元交易融合的政策导向

由于绿证交易、绿电交易、碳交易（本文特指CCER交易，下同）²均能不同程度地体现出绿色能源的环境价值，相当于为项目业主提供了环境价值变现的3条平行路线；而且从时间安排上看，2021年7月和9月的全国碳交易试点、绿电交易试点可谓是接踵而至。此后，各项促进绿色能源证-电-碳多元交易融合的政策法规持续密集出台。

1. 2021年12月10日中央经济工作会议精神。会议指出“要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗双控向碳排放总量和强度双控转变，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解。”

2. 2022年1月18日国家发改委和国家能源局的文件。在发改体改〔2022〕118号《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中明确提出要“做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接”。

3. 2022年1月30日国家发改委和国家能源局的文件。在《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》中提出：“……加强顶层设计和统筹协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。”

4. 2022年3月5日的政府工作报告。工作报告提出：……推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，完善减污降碳激励约束政策，加快形成绿色生产生活方式。

5. 2022年5月14日《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》。国务院办公厅转发国家发改委、国家能源局的该份文件，特别针对绿电绿证交易与碳交易的有效衔接，提出了具体要求——完善绿色电力证书制度，推广绿色电力证书交易，加强与碳排放权交易市场的有效衔接。

6. 2022年6月29日《中央企业节约能源与生态环境保护监督管理办法》。国务院国资委发布的该行政规章于2022年8月1日生效，第八条规定：“中央企业应积极践行绿色低碳循环发展理念，将节约能源、生态环境保护、碳达峰碳中和战略导向和目标要求纳入企业发展战略和规划，围绕主业有序发展壮大节能环保等绿色低碳产业。”

7. 2022年10月党的二十大报告。习近平总书记在报告中强调：“完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。”

8.《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》征求意见稿。2023年7月7日生态环境部发布《征求意见稿》）中，第二十条【交易产品】载明“全国温室气体自愿减排交易市场的交易产品为核证自愿减排量，生态环境部可以根据国家有关规定适时增加其他交易产品。”

9. 2023年7月11日《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》。中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了该意见，习近平总书记强调要立足我国生态文明建设已进入以降碳为重点战略方向的关键时期，完善能源消耗总量和强度调控，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。

10. 全国生态环境保护大会会议要求。2023年7月16日至18日召开的大会，明确提出：“……落实好碳达峰碳中和“1+N”政策体系，构建清洁低碳安全高效的能源体系，加快构建新型电力系统……推动有效市场和有为政府更好结合，将碳排放权、用能权、用水权、排污权等资源环境要素一体纳入要素市场化配置改革总盘子……”。

二、证-电-碳多元交易融合的具体内涵

绿证交易、绿电交易、CCER交易，虽然出自不同的制度背景、依托不同的法律规范、有着不同的价值指向和交易实践，但三者之间存在着天然的密切联系。对于绿色能源项目业主而言，其已构成实现绿电环境价值的一体化工具包，可以且应当予以组合使用。

（一）绿证交易与绿电交易

1.绿证交易的式微与机遇。究其肇始，绿证交易以自愿的名义将本应由政府承担的绿色能源补贴转嫁给社会，实乃发心不正、动机不纯。该机制由于定位错谬，导致在实际运行中既错配了政策资源又丧失了交易本职，绿证自愿交易在社会层面被无情抛弃也是顺理成章的。延至省级地方政府设定的可再生能源电力消纳责任权重考核任务完成中“自愿认购绿证”完败于“购买超额消纳量”，而初始文件《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》提出的“自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易”，以及《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》表示的“自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易”，均未成行³。

而另一方面，在绿电交易市场化机制的互动中，绿证在被吸纳进入“证电合一”模式中，具有明显的附属性；然而随着国际国内环境权益市场的发展，绿证可以通过合理的方式用于证明绿电的碳减排量，从而与绿电消费以及企业碳减排机制之间建立起直接的链接。

2.绿电交易的潜力与不足。绿电交易是电力市场改革的有机组成部分，对于构建新型电力系统、促进电力消费结构优化具有直接的作用。而对于绿色能源项目业主而言，则是提供了促进绿色能源电量消纳、实现绿电环境价值变现的最佳渠道。对于广大电力用户而言，绿电交易可以有效优化企业用能结构，支持完成可再生能源消纳责任考核任务，同时还可以为企业确立绿色、低碳、负责任的良好形象。因而绿电交易代表了电力市场改革的方向。

然而在试点初期，绿电交易须以省间交易方式予以落实，而省间绿色电力交易存在需求撮合难、省间交易不畅等突出问题，致使现实中成交的绿电电量极其有限。而另一方面涉及对外出口地区低碳要求或者绿色供应链达标门槛等应用场景时，绿电交易的证明力尚不能充分满足需求。

3.两者之间的联系。从根本意义上讲，绿证与绿电之间存在天然的联系，可形象地表述“绿电是根本、绿证是花果”；从交易机制角度来看，绿证交易和绿电交易本具独立性，两者共同促进绿色能源的生产和消费。

然而在现实中自愿绿证交易的沉寂与电网大规模绿色电力交易试点中的“证电合一”，导致绿证交易的独特价值被掩盖。参照国外市场实践可知，分布式绿色电力的消纳、以及小型绿色发电企业与用户之间的物理直接供电等情境下，须由权威第三方出具绿证为绿电购买者确立唯一的、确定的环境价值权益，该等权益在一定条件下还可以进行多次转让。

（二）绿电交易与碳交易

1.创新的“绿电交易凭证”。2022年4月26日湖北电力交易中心联合湖北碳排放权交易中心出具了首张共同认证的“绿色电力交易凭证”⁴，构建起绿电交易与碳市场之间的直接联系。而早前浙江电力交易中心《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》中，已根据绿电交易实际结算数据向电力用户出具《浙江绿色电力交易凭证》，且在浙江省内企业用电碳排放指标计算时主动纳入到碳排放指标管理体系中。因此，“绿色电力交易凭证”提供了将绿电生产消费与CCER交易融合的良好进路。

但是，国家碳交易主管部门（无论是此前发改委还是现在生态环境部）要求国内项目温室气体减排量需要履行申报、备案、登记等一系列法定程序方可获得核证；而“绿色电力交易凭证”在未国家主管部门审核确定的情况下，自行认定“等效二氧化碳减排量”的合法性、权威性不足。

2.外购绿电排放因子调整为零。为了做好碳交易与电力交易之间的衔接与协调，天津市在今年3月发布文件允许各重点排放单位在核算净购入使用电量时可申请扣除购入电网中绿色电力电量；北京市生态环境局在今年4月发布通知，将重点碳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。上海市生态环境局于6月8日发布文件表示将调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力核算方法，其中上海市外购绿电排放因子调整0，其他外购电力排放因子仍统一为0.42tCO2/MWh。⁵

3. 重启的CCER交易将集中统一展开。《征求意见稿》提出“已组织建立统一的全国温室气体自愿减排注册登记机构和全国温室气体自愿减排交易机构。”而据官方报道，北京承建全国自愿减排交易中心得到了国家层面的大力支持，所以重启的CCER交易将不再通过各地方试点碳市场交易机构分散进行，而改由“北京绿色交易所”这个全国统一的交易机构开展集中交易。⁶CCER是一种碳抵消机制，作为碳配额交易的补充与辅助，为控排企业提供了小部分低成本的履约方式；而对于绿色能源业主（以及林业碳汇、甲烷利用等项目业主），则提供了环境价值变现的便捷渠道，对社会减排形成良好的激励作用。

4. 绿电交易与碳交易的关系。首先，绿电交易和CCER交易在功能上存在着一定的重合，对于绿色能源项目业主而言，风电和光伏项目产生的绿色电力既可以直接参与绿电交易来获取环境价值溢价，又可以将项目绿电碳减排量申请核定为CCER、并在自愿交易市场中出售而实现环境价值变现。其次，尽管绿电具有直接而纯粹的环境价值，但是绿电交易的主要指向却还是偏重于电能价值实现；而CCER却是环境价值的转换载体，也是更加清晰的市场交易标的物，CCER及其交易拥有鲜明的金融属性和强大的市场活力。

由是可知，绿色能源项目业主在选择绿电交易或碳（CCER）交易时必定颇费周章。

（三）碳交易与绿证交易

1. CCER交易的定型化。CCER主要用于控排企业配额清缴抵消，在第一个履约周期847家发电行业重点排放单位存在1.88亿吨配额缺口，累计使用CCER约3273万吨用于配额清缴抵消；⁷第二履约期在年底届至，而当前存量CCER不足1000万吨，市场缺口巨大；此外，CCER还可用于国际航空减排机制碳抵消，国内会议、赛事等大型活动的碳中和，绿色金融以及企业ESG报告等。因此CCER重启，将对未来的碳市场产生重大影响。

2. CCER交易与绿证交易的联系。首先可以期待官方对绿证交易新功能的认可。如前所述的湖北、浙江的“绿电交易凭证”是对传统绿证功用的扬弃，具有鲜明的创新性；而在《征求意见稿》）第二十条中载明的“……生态环境部可以根据国家有关规定适时增加其他交易产品”，最具想象力的 “其他交易产品”当属“绿电交易凭证”，因为“绿电交易凭证”上注明的相当减排量，在技术上具有可追溯性、可检验性、可核证性，只须在国家法律层面上予以承认和规制，即可进入交易市场进行交易。其次，对于绿色能源项目业主而言，在国家能耗双控向碳排放双控转变趋势日益明朗的背景下，CCER交易与新型绿证交易也可能会产生一定的交叉与重合，即完成CCER备案的绿色能源发电项目，可能同时出售绿证和CCER获取额外收益。因此绿色能源项目业主需要提前作出选择，并同时建立严格的内部规范、坚决杜绝可能出现的碳市场欺诈类违规行为。        

三、证-电-碳多元交易融合机制的有效落地

1.市场意识与组织体系。如上所述，针对绿色能源的证-电-碳多元交易机制已成既定事实，三者之间的融合交汇是绿色能源项目业主无可回避的市场选择，绿色能源项目业主必须对此作出积极的回应。然而，据笔者所知，作为巨量绿色能源项目拥有者的央企和地方国企，往往囿于传统经营思维而在市场敏感度方面有所欠缺；此外，绿色能源的证-电-碳多元交易不同于以往的EHS（环境、健康与安全）静态管理职能，尤其需要以超前、动态和即时性的判断作为基础支撑，因此对于组织体和岗位管理个体人员提出了新的要求。在此建议绿色能源项目业主，尤其是涉绿色能源的央企和地方国企，既要从思想上重视，也要从组织体系和人员配属上进行必要的变革。

2.深入跟踪CCER重启。《征求意见稿》规定“温室气体自愿减排项目应当来自于可再生能源、林业碳汇、甲烷减排、节能增效等有利于减碳增汇的领域，能够避免、减少温室气体排放，或者实现温室气体的清除”。首先，绿电排放因子下调为零将极大地促进绿电交易，但却可能对CCER交易产生负面影响，因为从技术角度讲，在制定区域电力排放因子之初业已考虑过区域内绿电的消纳量，而再次对外购绿电排放作归零处理，容易导致绿电减排效果在碳市场中被重复计算，该种计算会直接导致控排企业减少履约碳配额的需求，从而拉低全国碳市场碳价水平、降低碳市场的流动性、减少CCER交易的吸引力。其次，在绿电零碳属性未充分体现的情况下，控排企业在市场行为选择上必定会出现CCER偏好，但是 “双碳目标”约束下CCER的逻辑却是变相地增加了碳排放配额的供给，这反过来也会对碳配额的价格和CCER价格产生下拉作用，最终也造成碳交易的低迷，反过来影响绿色能源项目总体收益。第三，受我国大量林业碳汇项目被Verra暂停登记的影响⁸，本土林业碳汇叠加海外回归林业碳汇，可能会对 CCER的供给产生“大放水”的作用，这将对绿色能源项目CCER产生巨大冲击。最后，由于集中式光伏、风电项目业已存在绿色电力“证电合一”交易机会，这与CCER的唯一性原则之间存在着明显的张力，因此CCER机制重启初期会不会纳入集中式绿色能源项目，尚存在着一定的争议。本文认为只要绿电能够排除环境权益的重复计算，其对应的减排量就可以进入CCER交易体系。

3.密切关注碳市场扩容。生态环境部已明确表态，在“十四五”期间将电力、钢铁、化工、有色、建材等八大重点能耗行业有望全部纳入全国统一碳配额市场；2023年6月，钢铁、石化、建材行业纳入全国碳市场专项研究会议接连召开⁹，今年有望改变发电行业“独木支撑”的局面。而强制配额市场的扩容即意味着CCER需求的放大，这对于绿色能源项目业主显然是基本利好；然而具体分析也可能出现利空，由于免费发放配额的宽松性，以及CCER重启后增量的集中爆发，极可能导致强制配额碳市场中交易的冷清和碳价的低迷；在八大行业控排企业入市的场景下，碳价格传导不畅所形成的减排成本将由国内八大行业控排企业共同承担，如此则不能有效地扩大绿色电力相对于传统电力的价格优势，绿电的消费、消纳与销售均将受到一定程度的遏制。

4.积极参与电力市场改革。电力市场本是碳电价格传导机制的关键环节。从国家层面上看，需要继续深化电力市场改革、还原电力的商品属性、完善电力定价机制、提升碳价对电力市场的传递率；而从绿色能源项目业主角度看，绿色电力的能源属性永远是第一位的，积极参与绿色电力交易是项目经营运转的基础，也是企业立于不败之地的根本保障；而绿色电力的环境价值则属于增值因素，是企业在同业竞争中脱颖胜出的法宝。所以，无论企业最终是选择通过绿电交易、绿证交易或是碳交易来实现绿电的环境价值，都不能离开电力市场中绿电交易这一基础要素。 

5.期待CCER的国际化。在全球共同应对气候变化背景下，我国中央政府有强烈意愿为全球治理作出独特的贡献。而2015年的《巴黎协定》第6.2条，允许通过减排量跨国转移为国家自主贡献提供一条新的实现路径；2021年格拉斯哥气候大会（COP26）通过的“6.2合作方法”明确国家之间可以通过减排量国际转移进行协作、“6.4减排机制”则致力于搭建一个全新的国际自愿减排生成机制，所以，CCER国际化具有一定的可行性。以国际航空碳减排机制CORSIA为例，其在试点阶段（2021-2023年）承认了我国CCER机制在内的8个国际自愿减排机制，但由于我国未参与试点阶段的制度安排，且此间CCER事实上处于暂停状态，CCER未能在CORSIA中发挥实际作用。但由于中国在国际气候谈判中的强势地位以及在全球碳减排中的重要作用，CCER的国际化应该具有较大的现实可行性。

6.杜绝环境价值违规重复计算。在此特别提示绿色能源项目业主，应谨守合规底线，主动遏制追求或放任绿色能源环境价值重复计价的冲动。由于此前政策的分散和操作的分割，绿色能源环境价值变现的3种路径（绿证交易、绿电交易、CCER交易）在客观上的确可以做到环境价值的多重实现。但是在公开透明的市场环境以及《企业环境信息依法披露管理办法》等强监管规则之下，利弊权衡不言自明。