这年头，什么都讲市场，环境问题也希望通过“万能”的市场来解决。
但市场真的万能么，尤其是多重叠加的市场是否真能达成其高效配置资源的初衷？
解决环境问题的一个重要思路是将外部性内部化，通俗来讲就是要体现造成环境问题的成本。而将外部性内部化有两种理论支撑，分别是庇古与科斯的理论，其中前者是给排放者收税，后者是明晰排放的权益，通过市场达成最优。
近年来，环境问题受到越来越多的关注，出于人们对于税收的厌恶，以及一些其他原因，通过明晰排放权益，通过市场来解决环境问题似乎成了一个更受青睐的选择。在2015年通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中，就明确提出“建立健全用能权、用水权、排污权、碳排放权初始分配制度，创新有偿使用、预算管理、投融资机制，培育和发展交易市场。”
由于环境问题与能源使用息息相关，秉持着通过市场来解决问题的思路，从能源的角度，发改委气候司提出了碳交易市场，发改委产业司环资司提出了用能权交易，发改委能源局提出了配额制加绿证的想法。这些市场的建立初衷虽然并不完全相同，但多少有些重合的地方。
其中碳交易市场已经在7个试点省市运行多年，并将于2017年启动全国市场，而绿证交易已经在全国上线，虽然配额制的方案迟迟未定。但这两种市场机制并行，外加电力体制改革的大背景，可能会出现什么问题，对于新能源发电又会产生什么样的影响？
碳交易不会激励新能源发展
碳交易的原理是总量控制加交易，简而言之，政府制定一个总温室气体排放量（以CO2为主，后文简称碳排放）目标，再将整个总量按照一定的方法分配给各高排放企业（主要为火电行业和化工、制造业），即配额，而企业排放量必须等同自身拥有的配额，即履约。当企业预估自身排放量将超出配额量时，可以选择减少排放或购买配额。当市场构建起后，减排成本最低的企业会选择通过减排将多余的配额售出，从而实现以最低的成本达成全社会的减排目标。
理论上，碳交易是利好新能源发电的。一方面通过碳交易，给碳排放定价，从而提高了化石能源的使用成本，而新能源由于无该项成本，故可在竞争上体现出相对优势。另一方面，面对碳价，企业可能会选择减少自身排放而非外购配额，而企业想要减少碳排放的手段十分有限，目前可供选择的只有三种：提高能效、使用新能源、使用碳捕捉和封存技术（CCS）。
但事实上，中国的碳交易对新能源的支持极其有限。
首先，目前中国的电价并未完全放开管制，连煤价上涨的成本都不一定能很好在电价中体现，更何况碳价？ 如此，新能源在竞争中的相对优势难以彰显。
为了应对电价的无法传导，中国也有办法，即将用电的间接排放算入企业的排放量。也就是说，企业的排放量除了其生产过程中实际产生的温室气体排放量，还包括了企业购入电力和热力消费的排放量。其中，电力消费的计算如下。
电力消费的排放量=企业外购电量×电力排放因子。
（其中电力排放因子应根据企业生产地及目前的东北、华北、华东、华中、西北、南方电网划分，选用国家主管部门最近年份公布的相应区域电网排放因子。）
从这个角度看，用电大户的确可以在用电的同时体会到排碳的成本，但如果用户想要减少因用电产生的碳排放，似乎只能选择减少用电。理论上，若企业使用新能源而非传统火电，碳排放量将会减少，但是依据上述公式，使用新能源而减少的碳排放量在最终计算时企业碳排放时无法体现。
在现有碳交易的框架下，不仅用电大户没有动力使用新能源，发电企业也很难受到激励投资新能源。
理论上，一个火电企业关闭部分火电机组，转用新能源发电，减少了该企业的碳排放。但由于碳交易只纳入火力发电，并且所发配额与该企业的火力发电量相关，也就是说即便减小了火力发电规模，所得配额也会相应减少，要想履约除了外购配额，似乎只有提高能效一条路，毕竟CCS还太不成熟。
如此看来，碳交易似乎只会鼓励企业通过提高能效来实现减排，新能源发电这项十分可行的减排方法，却很难受惠。
绿证将给碳交易新挑战
相比碳交易，上个月推出的绿证交易，则是旗帜鲜明地支持新能源发展。
一个绿证代表1MWh的新能源电力消费，按照绿证认购平台的解读，“绿证的购买方，实际上是获得了声明权，即宣称自身使用了绿色能源”。
而为何要使用绿色能源？
因为绿色能源有诸多好处，比如零污染物排放、低碳、可再生、增加能源供应的多样性等，其中绿色能源的低碳属性在国际上十分受到关注，一些世界五百强的大型企业在选择自愿购买绿色能源时，也多会在企业的声明中提出自身通过购买绿色能源，实现了碳减排的效益，为减缓全球变暖做出贡献。
对比绿色发电和火力发电，火力发电可以通过脱硫、脱销、除尘的技术达到污染物的近零排放，但要实现超低碳排放只能选择CCS，但由于目前CCS价格过高，远达不到如脱硫、脱销、除尘技术般普及，发展绿色能源是实现低碳的最优选项。
从这个角度看，绿证的价格应该体现出绿电这一显著的环境效益——碳减排效益。但配合了碳交易，这种减排效益似乎难以体现。
在碳交易体系中，除了配额交易，还有一种抵消机制。比如一些绿色能源的发电项目可以开发出核证减排量（CCER），企业可以自身开发此类项目或者购买CCER以抵消掉自身的排放量。但目前CCER在碳交易中的使用规则还十分不明朗，毕竟CCER的引入将给碳市场的总量控制以及碳价引入较多不确定性。
但若CCER可以以一定比例被使用，则意味着绿色能源的外部性将以CCER和绿证两者分开体现，其中CCER体现绿色能源的低碳属性，绿证则体现绿色能源其他的外部性。而低碳作为绿色能源的一个重要外部性却未被归入绿证中，对于绿证的自愿购买者而言，购买意愿可能有所下降，从而影响自愿绿证的价格。
并且CCER与绿证均伴随绿电产生，但是获批条件、流程有所不同，增加了企业的行政成本。如果将绿色能源的外部性都集中在绿证上，是否会更加有效？
由于电力行业的间接排放被纳入企业总排放量的特性，使用绿电实际上可以降低企业在用电方面的间接排放，但目前的计算办法采用片区电网排放因子，无法真实体现企业用电的碳排放量。若可真实计算企业用电的碳排放，即火电排放，则可以鼓励企业使用绿电来减少自身排放量，而绿证的出现为区分企业电力消费中绿电与火电提供了可能性。若真采取此种办法，企业可能会权衡绿证和配额的价格，选购价低者，获将增大绿证的需求。
但即便如此，绿证持有者也很难宣称，自己通过购买绿证，降低了全社会的碳排放量。因为，碳交易采取的是总量控制法，即社会的碳排放总量固定，当一企业通过购买绿证降低了自身碳排放，该企业会出售多余的配额，其他企业可以购买配额，扩大排放量。在碳交易的体系下，要真正实现减排，只可能寄希望于有人购买配额，并注销配额，从而实现全社会配额总量的实质下降。
但从长远来看，若在配额制中引入绿证，增加了企业的减排途径，政府在制定全社会排放总量目标时可能可以考虑增加逐年下降幅度。
电改+配额制将成为新变量
以上的讨论，均基于碳价无法随电价从发电侧传导至用电侧，但在碳交易和绿证相继出现的过程中，中国的电改也在如火如荼地进行。
电改的一个重要目的即还原电的商品属性，这意味着电的成本将可传导，即发电侧感受到的碳价将可以传导到用户侧。此时，碳交易若仍将电力的间接排放算在用户碳排放中，则会导致用户支付双重碳费，有悖于碳交易希望以最低成本实现全社会减排目标的初衷。
此外，碳交易配套电改，似乎利好新能源发电，前文所提的新能源零碳价的成本优势似乎可以彰显，但这个优势的程度还得看碳价的高低，最终还是得看政府制定了一个怎样的总量目标。
另一方面，与绿证息息相关的配额制还存在很多不确定性，而配额制度的确定将很大程度上决定强制市场上的绿证价格。未来绿证价格、碳价、电价将如何联动，不同的总量目标和配额制方案将如何作用于新能源领域，还需要更多的思考。
除此之外，还有才开始试点的用能权交易，以及未来可能产生的其他泛环境交易，这些交易理论上均是通过明晰产权，通过市场实现最优配置。但在交叉的市场中如何明晰产权，如何协调从而实现最优配置，而不是仅仅增加企业的负担，或许应该在制定政策之初就着手考虑。
