随着全球经济的快速发展，环境问题已成为制约人类社会可持续发展的重要瓶颈。以命令控制型为主的传统环境管理手段在一定程度上已难以满足日益复杂的环境治理需求，基于此，以市场机制为主导的环境权益产品交易应运而生，可实现环境与经济效益双赢。国际上，不少发达国家对于环境权益产品交易积极探索且成效初显，例如欧盟碳排放权交易体系（EU Emissions Trading System，EU ETS）不断完善，是全球覆盖行业最多，交易范围最大的碳交易市场；美国虽无全国统一碳交易体系，但加利福尼亚州等建立区域碳市场助力当地减排，其排污权交易经验丰富。澳大利亚设计的碳定价机制，英国不断完善的碳交易规则等，都为环境治理与可持续发展贡献了各自的经验与模式。

在“双碳”目标的指导下，国内也逐步加快环境权益产品交易发展的步伐。碳排放权交易（简称碳交易）方面，从试点碳交易市场到2021年全国碳交易市场启动，再到2024年行业覆盖范围扩大等，标志着我国碳市场建设逐步成熟，进入了一个新的阶段。绿电绿证交易机制近年围绕多方面发展完善，包括扩大绿证核发范围、完善交易机制、推动绿证与节能降碳政策衔接，以及强化其国内唯一性与国际化进程等。2023年8月，“绿证新政” ¹颁布，我国绿证核发范围全覆盖；2024年9月，《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》细化了绿证核发与交易流程，保障市场规范运行；此外，《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》的发布，进一步深化了绿证与节能降碳政策的衔接，扩大绿证终端应用场景。

对于环境权益产品交易的相关研究，大多数学者主要从碳市场、绿电和绿证市场的可持续运行研究^[1-3]、市场交易机制设计^[4-6]、产品价格形成机制^[7-9]等方面开展研究。尽管也有部分专家^[10-11]分别对国内外环境权益产品进行了梳理，但这一领域缺少对我国目前环境权益产品发展所面临的关键问题的研究^[11]。因此，文章全面分析了国内外典型环境权益产品发展现状及产品交易关键机制，深入剖析国内典型环境权益产品交易面临的问题，并提出相应的政策建议，以期为环境权益产品相关领域的发展提供有益的参考和借鉴，为助力“双碳”目标的实现提供科学、可行的决策参考。

文章的创新点如下：（1）研究视角的创新：文章从国内外典型环境权益产品发展现状对比分析为切入点，系统梳理国内外环境权益产品发展的差异和可借鉴之处，精准定位国内环境权益产品市场的优势与不足，进而为其完善提供切实可行的参考依据，区别于以往单一聚焦国内市场的研究视角；（2）研究方式创新：打破以往单纯从现状角度罗列问题并提出建议的模式，文章在深入对比分析国内外环境权益产品市场发展现状的基础上，进一步归纳总结了环境权益产品的价值核定方式。同时，提出未来可能的电碳市场耦合机制，拓宽研究视野，使对交易现存问题的剖析更具深度和广度，为政策建议的提出提供了更全面的思路。

美国绿电绿证政策的演进，从初期的探索，到州级可再生能源配额保障机制（Renewable Portfolio Standard，RPS）的形成，再到近年来一系列清洁能源政策的持续推出。其碳市场也随着时间和政治领导层的变化而不断发展完善^[12]。具体美国绿电绿证和碳市场政策演进分别如图1、图2所示。

图  1  美国绿电绿证政策演进

Figure 1.  Evolution of USA's green electricity and REC policy

图  2  美国碳市场政策演进

Figure 2.  Evolution of USA's carbon market policy

美国绿电市场主要有2种类型：（1）基于可再生能源配额制（RPS）的强制市场；（2）自愿交易市场（自愿市场）。前者是各州政府依据配额制相关法律法规建立的，强制性要求电力供应商采购一定比例的可再生能源或可再生能源证书（Renewable Energy Certificate，REC），后者则是消费者出于自身绿电消费意愿而采购可再生能源的市场，为帮助企业自主选择电力来源来采购绿电提供多样化渠道^[13]。美国的碳市场机制主要为区域温室气体减排行动（Regional Greenhouse Gas Initiative，RGGI）和加州总量控制与交易计划（California's Cap-and-Trade Program，CCTP）。RGGI是首个完全以拍卖方式分配配额（RGA）的强制性总量控制与交易体系，而CCTP则将配额（CCA）通过拍卖、免费分配2种方式进行分配^[14]。

英国绿电绿证市场逐步推进并为实现净零碳排目标而持续努力。其碳市场经历了从加入欧盟碳市场到退出，再到2021年建立英国碳排放交易体系（UK ETS），旨在取代英国参与欧盟的排放交易体系，为关键温室气体密集型行业设定温室气体排放限制。英国绿电绿证和碳市场政策演进如图3、图4所示。

图  3  英国绿电绿证政策演进

Figure 3.  Evolution of UK's green electricity and GO policy

图  4  英国碳市场政策演进

Figure 4.  Evolution of UK's carbon market policy

英国绿电交易机制主要包括长期购电协议交易、现货市场交易和拍卖交易，绿证交易机制主要为长期购电协议交易或直接购买绿证（Renewable Obligation Certificate，ROC）^[15]。电力用户可以与绿电发电商签订长期购电合同，也可以在现货市场上进行交易，同时英国政府也会组织绿色电力拍卖。英国碳交易市场在遵守欧盟碳市场机制的基础上设计英国碳排放交易体系（UK ETS）。英国碳排放交易体系采取“总量控制与交易”原则，通过设定排放总量和发放一定数量配额（UKA），依托洲际交易所进行市场化交易，目的是鼓励能源密集型行业企业减少温室气体排放^[16-17]。

德国的绿电绿证政策经过了《可再生能源法》的6次修订并于近年来快速推动。德国碳市场在遵守欧盟碳市场政策的基础上，颁布一系列政策并成立德国碳排放交易系统。具体德国绿电绿证和碳市场政策演进分别如图5、图6所示。

图  5  德国绿电绿证政策演进

Figure 5.  Evolution of Germany's green electricity and GO policy

图  6  德国碳市场政策演进

Figure 6.  Evolution of Germany's carbon market policy

目前德国绿电市场机制以“日前交易为主要品种、日内滚动调节逐步扩充、实时市场微调偏差”为主，并依托于欧洲能源交易所开展交易^[18]。德国的绿证交易机制主要依托于欧盟地区发行的可再生能源来源担保证书（Guarantees of Origin，GO），来实现对用电主体使用电力清洁性的认证。德国碳交易市场在欧盟碳市场机制上设计了德国碳排放交易系统（nEHS）。其遵循“总量控制与交易”原则，通过不断降低排放上限，给予碳配额（EUA）稀缺性，以激励企业低碳转型，减少高排放燃料的使用^[19]。

1）政策演进

中国绿电交易经历了从第一阶段“聚焦电源侧促进绿电发展”，到第二阶段“发挥消纳保障功能，建立绿色电力交易试点”，再到第三阶段“多政策出台，绿电交易政策逐渐细分”的政策历程^[20]。中国绿电交易政策历程清晰，具体如图7所示。

图  7  中国绿电政策演进

Figure 7.  Evolution of China's green electricity policy

国内绿证制度最初用于可再生能源发电项目政府补贴退坡，后来逐步发挥可再生能源电力消纳责任权重分配和交易作用，并于 2023 年进入绿证核发全覆盖阶段。绿证政策演进如图8所示。

图  8  中国绿证政策演进

Figure 8.  Evolution of China's green certificate policy

2）市场机制

绿电交易机制方面，全国层面遵守《电力中长期交易基本规则-绿色电力交易专章》，国网区域遵循北京电力交易中心发布的《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》，南网区域遵循广州电力交易中心发布的《南方区域电力交易规则（试行）》。以北京电力交易中心发布的《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》为例对绿电产品类别、市场成员、交易方式、交易平台、交易价格等方面作出详细的规定，具体绿电交易机制如图9所示。

图  9  绿电交易机制

Figure 9.  Green electricity trading mechanism

绿证交易机制遵循2024年8月国家能源局印发的《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，该规则自印发之日起实施有效期为5 a。该规则进一步明确了绿证核发交易细则并明确了绿证（Green Electricity Certificate，GEC）有效期为2 a。绿证交易机制如图10所示。

图  10  绿证交易机制

Figure 10.  GEC trading mechanism

1）政策演进

2011年以来，我国9个试点碳市场先后启动。2017年全国碳市场完成总体设计并于2021年7月16日正式启动。目前试点碳市场预计还将与全国碳市场持续并行一段时间并逐步向全国碳市场平稳过渡。国内碳市场政策演进如图11所示。

图  11  国内碳市场政策发展

Figure 11.  Carbon market policy development in China

中国核证自愿减排量（Chinese Certified Emission Reduction，CCER）是碳配额市场的补充产品。中国的CCER市场经历了建立、暂停和重启3个阶段。如图12所示，2012年CCER机制确立，2017由于实施过程存在各种问题而中断，此后不断地完善政策和方法学并于2024年正式重启。

图  12  国内CCER政策发展

Figure 12.  CCER market policy development in China

2）市场机制

全国碳排放权交易市场为强制市场，由政府向区域内重点排放单位分配年度碳排放配额（China Emission Allowance，CEA），初期免费分配，后期适时引入有偿分配。重点排放单位通过全国碳排放权注册登记系统完成碳排放权交易及履约义务，促使其降低碳排放水平。

全国温室气体自愿减排交易市场为自愿市场，根据《关于全国碳排放权交易市场2021、2022年度碳排放配额清缴相关工作的通知》以及《关于做好2023、2024年度发电行业全国碳排放权交易配额分配及清缴相关工作的通知》等政策，当前重点排放企业清缴配额不超过5%的部分可通过CCER抵消。CCER市场与碳配额市场互为补充，具体交易机制如图13所示。

图  13  国内碳市场与CCER交易机制

Figure 13.  Domestic carbon market and CCER trading mechanism

对上述国内外典型环境权益产品市场进行对比分析，归纳总结对中国环境权益产品市场发展的借鉴意义，如表1所示。

国外新能源环境价值主要通过绿证来体现，包括美国绿色电力证书（Renewable Energy Certificate, REC）、欧盟来源担保证书（Guarantees of Origin，GO）以及以国际可再生能源证书（International Renewable Energy Certificate，I-REC）、全球可再生能源交易工具（APX Tradable Instrument for Global Renewables，APX TIGRs）为代表的第三方非政府组织核发的全球性绿证。总体来看，I-REC、APX TIGRs以及GO等绿证价格主要通过完全市场化的方式确定，价格变动主要受到供需关系、可再生能源发电成本等多种因素的影响。相较于其他国家和地区通过完全市场化的方式形成价格，仅在美国境内交易的REC则主要通过“可再生能源配额制+市场化”的方式形成价格。从国外新能源环境价值界定方式来看，绿证市场在其中的作用主要在于通过市场手段为可再生能源提供环境价值收益，相当于在电力市场之上附加了绿证的环境价值。

在国内，主要通过绿证价格反映市场对可再生能源绿色电力证书的需求强度，进而推断出市场对绿电环境效益的价值评估。目前国内新能源环境价值可通过“证电合一”的绿电交易或“证电分离”的绿证交易实现货币化，新能源发电项目可获得除了售电收入之外的额外收益，这些收益反映了电力用户对于新能源绿电减少温室气体排放和其他环境效益的支付意愿。然而当前国内对于新能源环境价值的界定主要通过新能源电价高于燃煤基准价或市场交易均价的溢价部分、上一个交易周期年或月的绿证交易电价、绿证单独竞价等形式实现，并没有形成严格统一的标准，也未形成广泛的市场共识。未来当碳市场发展成熟时，绿电-碳市场联动也可能成为合适的新能源环境价值界定方式。国内对于新能源环境价值的主要界定方式如表2所示。

当前我国已开始对电-碳耦合进行探索。CCER作为指定的碳配额市场的补充机制，是当下电-碳市场耦合的关键纽带。当前全国温室气体自愿减排交易市场覆盖造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造 、低浓度瓦斯和风排瓦斯利用、公路隧道照明6 个项目方法学，有关企业可自主选择申请CCER，碳市场按照1∶1的比例给予CCER替代碳配额，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，目前抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。同时最新出台的《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》避免了可再生能源发电项目从绿证交易和申请CCER重复获益^[21]，使CCER能将可再生能源的绿色环境价值进行量化，与绿电绿证机制作用互补、协调共存，共同构成可再生能源绿色价值评估的政策体系^[22]。图14展现了当前电-碳耦合可以通过绿证和CCER互认互换实现，并且提出未来碳交易市场、电力交易市场以及绿证消纳量市场耦合的设想^[23]。不仅如此，地方碳市场对于电-碳耦合也做出了尝试，如上海碳市场在碳排放核算时将外购绿电排放因子计为0。

图  14  当前及未来可能的电碳市场耦合机制示意图

Figure 14.  Schematic of current and possible future electric-carbon market coupling mechanism

我国电、碳、证3个市场相互独立，各市场中的环境权益产品由不同的单位管理发放，管理较分散。如碳配额、CCER、绿证分别涉及生态环境部、发改委办公厅、国家能源局等多个部门核发管理，缺乏统一部门协调分配^[24]。同时，我国现阶段虽然在政策上明确提出了电、碳、证市场协同发展的目标，但在实际操作中，各环境权益产品间仍缺乏具体、统一且可操作的衔接方式。

目前，由于绿电市场和碳市场之间还缺乏普遍适用的协同机制，在核算碳排放量时，仅有少部分地方试点碳市场允许绿电抵扣碳排放，如北京、上海、天津碳市场中允许将绿电碳排放核算量计为0，能够有效推进试点地区碳减排。但在全国碳市场中还不允许绿电抵扣碳排放，绿电仍被看作普通电力计入间接排放，绿电的环境价值难以在所有碳市场中有效体现。同时，绿电的环境价值还体现在绿电的环境溢价上^[25]，绿电价格由电能量价格和环境溢价组成，2021－2023年我国国家电网有限公司经营区内成交绿电的环境溢价在3～6.5分/kWh，与欧美相比总体偏低。

目前我国绿电绿证消费市场缺乏活力，在交易量方面，根据中国企业电力联合会数据显示，2023年我国绿电市场化交易量约占总市场化交易电量的1.25%，全国省内绿电直接交易量占比仍较低。在交易价格方面，根据中国绿色电力证书交易平台显示，我国绿证价格持续走低，2024年10月绿证均价仅为9.41元/张左右。根据量价交易数据充分反映了我国当前可再生能源电力市场活力不足。此外，由于我国目前存在绿证市场与碳市场尚未真正完全协同，绿证交易的流程难以追溯等问题，导致我国绿证的认可度不高且在国际市场上的通用性受到限制^[26]，一定程度上也会影响绿证终端应用效能和活力。

构建电-碳-证市场联动机制，已成为实现能源可持续发展、助力经济社会低碳转型的关键路径。为此，需完善绿色电力交易机制，明确绿色电力的环境价值量化方法，使其能够体现可再生能源发电的减排成本和环境效益。深化碳市场交易机制改革，科学制定电力企业的碳配额。加强绿证与绿电、碳交易的衔接，明确自愿认购绿证对应的绿色电力在碳市场中的减碳抵扣规则^[27]，使其能够作为企业碳减排的有效凭证。

借鉴国外的先进经验完善环境价值界定体系，由国家层面统一制定适用于绿电市场和碳市场的环境价值界定标准。全面梳理现有的绿证和CCER涉及新能源发电项目的认证范围，搭建绿电市场和碳市场环境价值核算及认证的信息共享平台，并构建动态监管体系，杜绝项目环境价值重复计算的问题。同时，要着力研究绿证与碳配额、CCER等各自的功能边界以及相互之间的衔接机制^[28]，明确各类主体参与绿电、绿证和碳市场交易有效途径。

我国应积极投身国际绿证标准的制定和讨论，立足本国实际，制定与国际接轨且具有中国特色的绿证标准体系。在绿证的核发、交易以及核销等环节，需明确统一且严谨的标准与规范，减少因标准差异而形成的互认障碍。同时，利用区块链、大数据等先进技术建立完善的绿证追踪和监督体系，提升中国绿证的可追溯性和可信度，并加快制定国际互认实施细则，推动中国绿证与国际绿证的互认，有助于减排降碳的推进。

环境权益产品交易借助市场机制激励环境治理，可以实现环境与经济效益双赢。文章对国内外典型环境权益产品市场的发展现状和交易机制进行了深入剖析，挖掘出当前市场所面临的一系列问题，包括电、碳、证市场分散，环境价值难以有效体现，绿电绿证市场消费活力不足以及绿证国际认可度不高。最后针对这些问题提出了相应的对策，如推动构建电-碳-证市场联动机制、规范环境价值界定标准以及提高绿证的国际认可度等。

综上所述，文章得出以下结论：

1）国内外在绿电、绿证以及碳市场方面的相关政策和交易机制呈现多样化特征。不同区域和市场需要依据自身的发展现状和阶段进行持续调整与完善，以适应不断变化的市场需求。

2）在新能源环境价值界定方面，国内外存在差异。国外价值界定相对清楚，而国内目前还没有形成严格统一的标准。未来，国内可以借鉴国外的先进经验来完善环境价值界定体系。

3）文章在政策建议中提出电-碳-证市场联动机制，充分考虑CCER与绿电、绿证等环境权益产品互认互换模式，机制的提出对我国能源转型和低碳市场发展具有重要意义。

本研究可为我国电、碳、证市场机制的建设和完善提供参考，助力“双碳”目标的实现。但仍存在一定的局限性，例如对于电-碳-证市场联动机制及其影响因素等方面缺乏进一步分析，后续针对多市场协同及其环境价值测算等方面可以进行更深入的研究。