来源：环境经济

随着“双碳”工作的深入推进，企业能源战略的核心已发生转变，逐步聚焦于三大领域：绿证、全国温室气体自愿减排交易市场（以下简称自愿减排市场）、全国碳排放权交易市场（以下简称全国碳市场）。

然而，对于每一位企业家和管理者而言，这三大领域的相关概念错综复杂，由此带来了一些亟待解决的重要问题：企业渴望实现绿色发展，但这些概念究竟意味着什么？企业又该如何做出明智选择？

日前，《关于健全资源环境要素市场化配置体系的意见》（以下简称《意见》）明确，要完善碳市场覆盖范围，加强绿证与全国碳市场、自愿减排市场的衔接，避免交易主体重复获益。

生态环境部环境规划院环境经济研究室主任龙凤告诉《环境经济》，随着《意见》的出台，相信绿证与全国碳市场、自愿减排市场之间的衔接将不断取得突破，三大市场将形成协同发展的良好局面，为推动绿色低碳转型注入强大动力。

协同之困

当前，随着能源双控向碳排放双控的政策转变，叠加国际绿色供应链对低碳门槛的要求持续抬高，绿证市场与全国碳市场、自愿减排市场的衔接协同，已成为绕不开的“必答题”。

“绿证市场与全国碳市场、自愿减排市场，均为关键的市场化降碳工具，在激励可再生能源发展、推动电力行业结构优化、助力全社会绿色低碳转型这些核心目标上，三者方向完全一致。”龙凤坦言，然而，这三个市场的规则、交易登记体系等存在差异，各自特色鲜明，这让它们的整合衔接面临不少“拦路虎”。

市场规则的差异是第一道坎儿。全国碳市场以强制性配额管理为核心，通过“政府调控+市场运作”的双重机制，对控排企业的碳排放量形成刚性约束。其运行逻辑非常清晰，依据企业的能源消耗现状、生产规模等实际情况，确定年度碳排放配额；交易环节则遵循严格统一的标准规则，碳配额不足的企业可在市场购买补充，配额有盈余的企业也能通过市场出售，实现配额的高效流动。

与全国碳市场的强制性不同，自愿减排市场以“自愿性”为核心特征，主要鼓励非控排企业、各类组织及个人参与减排。其交易登记通过全国温室气体自愿减排注册登记系统实现，为造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造等减排项目提供登记、注销服务，与全国碳市场的碳配额形成差异互补。

而绿证交易市场的规则，则像为电力行业量身定制的“绿色身份证”制度，核心是服务电力行业的绿色升级。国家绿证核发交易系统作为支撑绿证管理的核心平台，由国家能源局负责组织建设与运行，全面负责可再生能源绿色电力证书的核发、交易、划转、核销以及全生命周期管理。

“绿证与全国碳市场、自愿减排市场的交易逻辑和核心目标存在不同。”龙凤表示，更关键的是，监管体系的分散也加剧了衔接难度。目前，全国碳市场由生态环境部主导监管，绿证交易市场由能源部门及相关认证机构负责，自愿减排市场的监管则涉及多个部门。

多年深耕绿电领域的北京市鑫诺律师事务所高级合伙人展曙光在接受《环境经济》采访时直言，更麻烦的是行业标准“各说各话”，抬升了市场衔接的成本。这三个市场在减排量核算、项目审定、数据监测等环节各有一套标准和方法，这让交易主体跨市场操作时，不得不为合规性付出高昂代价。

他举例说，全国碳市场对碳排放数据的核算精度要求较高，而自愿减排市场的部分项目在核算精度上难以达到同等水平，这使得两者在数据对接上存在严重障碍。

展曙光总结称：“全国碳市场靠强制性配额‘倒逼’重点行业减排，自愿减排市场为多元减排需求提供‘补充通道’，绿证则专注于给可再生能源电力的环境属性‘确权流转’。然而，这三者在基础数据、交易对象和政策手段方面仍存在重叠交叉，容易导致多头管理和重复管控，进而增加企业在交易、管理和减排方面的成本。”

破局之道

“绿证市场、全国碳市场与自愿减排市场，并非三足鼎立的竞争对手，而是可以在协同中实现共存的关系。”展曙光告诉记者，要实现这三者的顺畅衔接，需紧扣“避免重复计算、明确价值边界、打通交易链路”的核心目标，从制度设计、标准统一、机制创新等多维度发力。

在制度层面，要构建一套更具系统性的顶层框架，有针对性地解决3个市场运行中的各类问题。同时，需厘清部门职责，能源部门专注绿证的核发与交易规则制定，生态环境部门则负责碳配额与中国核证自愿减排量（CCER）的履约监管，同时统筹三者衔接的规则设计，让各部门在其位、谋其政，从源头避免政策“打架”。

“当然，这并非要将三者完全‘揉成一团’，而是在保持各自独立性的基础上实现互通。”展曙光打了个比方，“就像搭建一个更高层级的‘协调中枢’，它不必是刚性机构，却能灵活协调各方政策，让不同规则相互校验、彼此兼容。”

标准是市场衔接的“通用语言”。可通过国家标准明确三者的减排范围，绿证对应“可再生能源发电替代化石能源的减排量”，全国碳市场配额聚焦“重点行业企业的碳排放管控量”，CCER则指向“额外性减排项目的减排量”。更关键的是严守“同一减排量不得重复使用”原则，绿电项目若已通过绿证交易兑现环境价值，就不能再开发为CCER项目；企业用绿证抵扣碳配额履约后，也不能再将其对应的减排量用于其他交易。

机制创新则是三者协同落地的“操作手册”。在与全国碳市场衔接上，可将绿证纳入履约工具箱，允许重点排放单位购买合规绿证抵扣部分配额义务，既认可绿电减排价值，又避免冲击碳市场配额价格。与此同时，配额分配机制也需动态调整，若企业大规模采购绿电并用于履约，后续分配配额时应按其绿电使用量相应调减，杜绝“既拿免费配额又享受绿证减排”的重复获益。

与自愿减排市场衔接时，核心是划清项目开发的“红线”。要明确绿电项目不能同时参与绿证交易和CCER开发，从根本上杜绝“一鱼两吃”。对于风光等可再生能源类CCER项目，核定减排量时需扣除已通过绿证交易的部分，确保每一份减排量都“独一无二”。

数据互通是打破市场壁垒的“关键钥匙”。目前，亟须由国家主管部门牵头，搭建一个高效畅通的信息交互平台，整合绿证交易平台、全国碳市场交易系统、CCER登记系统的数据，实现项目备案、减排量核算、交易记录、履约抵扣等信息的实时共享与交叉校验。给每个绿电项目、CCER项目发一个“身份证”（唯一编码），全程记录减排量的产生、交易、使用轨迹，系统自动标记“已使用”状态，从技术上阻断重复交易或抵扣的可能。同时，要求市场主体在平台公开绿证对应的发电量、减排量计算方法，以及CCER项目的额外性论证、减排量来源等信息，让交易方和监管部门随时可查，把“透明度”刻进市场的基因。

龙凤认为，生态环境部门与能源部门可进一步加强部门协作，定期通报市场运行数据，针对重复获益、数据造假等问题开展联合执法。对篡改数据、隐瞒交易记录重复使用减排量的企业，不仅要纳入信用黑名单，限制其参与各类市场交易，情节严重的更要依据《碳排放权交易管理暂行条例》等法规严肃处罚，用“硬约束”守护市场公平。

他山之石

“在国际碳市场与绿证市场的衔接实践中，欧盟的机制设计因其系统性和实操性，成为极具参考价值的成熟样本。”展曙光告诉记者，其核心逻辑是通过“立法划界、技术控流、规则适配”三层架构，既保障绿证与碳市场各自的功能价值，又从根本上杜绝重复计量的合规风险。

立法层面的清晰界定是整个机制的基础。欧盟在《可再生能源指令》第十五条中明确规定：绿证的核心功能是证明电力的“可再生能源属性”，仅用于体现能源结构的低碳转型贡献，其背后对应的减排量不得纳入欧盟碳市场（EUETS）的配额履约体系。这一规则从源头上杜绝了同一减排量被重复计算的可能。

例如，一个风电项目若已通过出售绿证兑现了可再生能源属性的价值，这个项目产生的减排量就不能再通过EUETS的配额交易，或自愿碳信用（如GS标准）重复变现，让企业在合规选择上边界清晰。

除了立法划界，技术系统的互联互通是防止重复计量的“硬约束”。欧洲能源证书系统（EECS）作为欧盟统一的绿证注册平台，与EUETS的碳配额登记系统实现了实时数据共享。每个绿证在核发时都会生成唯一编码，系统会自动标记其对应的减排量已被占用。当企业试图将该减排量用于碳市场履约时，两个系统的交叉核验会立刻识别冲突。

同时，欧盟还通过动态适配的市场规则，让绿证与碳市场在更复杂的场景中实现协同。以碳边境调节机制（CBAM）为例，为平衡进口产品的低碳竞争力，规则允许进口商使用绿证证明其生产过程中的绿电使用比例，并按比例抵扣碳关税计算中的电网排放因子。

但为防止既抵税又抵配额的双重获益，规则设置了两道关键防线：一是抵扣比例上限严格限定在50%，避免绿证价值被过度透支；二是要求进口商必须同步提交绿证注销记录，证明该绿证对应的环境属性已“一次性消耗”，无法再用于其他碳相关场景。这种动态调整的规则设计，让绿证与碳市场在跨境贸易等复杂场景中既能协同发力，又始终守住不重复计量的底线。

“欧盟的经验本质是通过立法定边界、技术保执行、规则促协同、指引降成本，实现了碳市场与绿证市场的‘1+1>2’的效应。”展曙光表示，我国可结合自身市场发展阶段，逐步构建兼具刚性约束与弹性空间的衔接体系，既保障减排量计量的唯一性，又充分释放绿证与碳信用在推动能源转型中的协同价值。（陈婉）

责任编辑 程东建 徐红春