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| 探索电碳市场协同新路径 |
| 加入时间：2025-09-02 来源：中国南方电网
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在实现“双碳”目标背景下，如何实现电力市场与碳市场的协同发展始终是行业内的关注重点。
电力市场与碳市场具有天然的协同基础。2021年7月，全国碳市场以发电行业为突破口，正式上线运行。经过4年平稳发展，全国发电行业绿色低碳转型效果逐步显现，全口径电力碳排放强度累计下降了8.78%。与此同时，全国电力市场建设也在加速推进，2024年，全国市场化交易电量突破6.18万亿千瓦时，占全社会用电量的比重达到62.7%。
南网能源院能源战略与政策研究所所长助理冷媛在接受记者采访时表示，电力市场与碳市场的主体高度重合，二者既是资源配置的载体，也是实现绿色低碳转型的政策工具，因此需要发挥市场合力去实现“双碳”目标。
价格的有效传导是电碳市场协同的重要体现。在理想情况下，碳市场的价格信号可以影响电力市场的出清价格和发电企业中标电量，推动发电企业提高清洁能源装机比例，同时引导用户调整用电行为。但更为复杂的现实是，电碳市场协同需要考虑碳减排效率与终端电价承受能力之间的平衡，这是影响电碳市场协同进程的主要因素。
绿电消费
按照《温室气体核算体系》，温室气体核算分为三部分：范围一是企业拥有和控制的资源的直接排放，范围二是企业购买的能源(包括电力、蒸汽、加热和冷却)产生的间接排放，范围三是其他间接温室气体排放。全国碳市场将间接碳排放纳入管控范围，主要是考虑到电价执行政府定价，碳价无法有效从发电侧传导至用户侧，纳入间接排放让消费侧也承担了减排责任，有利于引导用户节能。
早在2021年，中央经济工作会议首次提出“能耗双控向碳排放总量和强度双控转变”，全社会层面已经形成绿电消费的共识。为了更好地促进电碳市场协同，生态环境部于2024年对水泥、铝冶炼行业的《企业温室气体排放核算与报告指南》和《企业温室气体排放核查技术指南》征求意见，并更新了2021年电力二氧化碳排放因子，其中明确提出非化石能源电力间接排放为0，电解铝、水泥熟料生产企业使用可再生能源电力(包括风电、光伏、水电、核电)可以抵扣企业范围二的电力间接碳排放。
但将间接排放纳入碳市场容易产生重复计算问题，也就是“一次排放，两次付费”，对于从发电到用电产生的同一碳排放，发电侧支付碳排放成本以后，纳入碳市场管控的用户也需要支付碳排放成本。尤其是在电力市场逐渐完善的情况下，未来碳价很有可能传导至终端用户，全国碳市场继续纳入间接排放将增加钢铁、水泥、铝冶炼等控排企业的生产成本。
有电力专家认为，电力间接排放纳入全国碳市场将变相增加国内企业隐性碳排放成本，虽然为发电碳排放两次付费，但在国际贸易规则中无法得到认可，将进一步削弱企业的国际竞争力。仅将重点控排企业生产过程中的直接排放纳入碳市场，更符合国际惯例，也是更加科学合理的选择。
最终，生态环境部调整了上述征求意见中的碳核算范围，选择剔除管控行业的间接碳排放。2025年3月，生态环境部印发《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》，明确钢铁、水泥、铝冶炼行业只管控化石燃料燃烧、工业过程等产生的温室气体直接排放。
全国碳市场剔除间接排放将削弱控排企业使用绿电的意愿，但从长远来看，有利于全国碳市场平稳发展，避免碳价出现剧烈波动。对于控排企业，仍然可以选择使用CCER(中国核证自愿减排量)抵销碳配额清缴。截至2025年3月，生态环境部已经发布6项CCER方法学，其中包括并网光热发电和并网海上风电两类可再生能源项目。
对于电碳市场协同，价格的有效疏导是核心问题。冷媛表示，在机制设计方面，需要重点考虑如何做好两个市场价格的衔接和传导，既要对促进碳减排起到积极作用，还要为经济社会发展提供有力支撑。
2025年以来，全国碳市场价格持续走低，6月全国碳市场综合价格行情为最高价77.20元/吨，最低价67.05元/吨，收盘价较5月最后一个交易日上涨9.58%。而2024年全国碳市场年均价约为91.8元/吨，较市场启动时开盘价上涨近两倍。短期来看，由于碳配额分配相对宽松，碳价处于相对较低的水平，火电企业的成本疏导压力不大。
如何精准衡量碳排放
在全国碳市场控排企业之外，越来越多的市场主体开始重视碳足迹管理，希望以绿电消费减少自身碳排放，如何精准衡量每一度电的碳排放，成为推动电力市场与碳市场协同的原始动力。
国家能源局统计数据显示，2025年1—6月，全国累计完成市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，其中绿电交易电量1540亿千瓦时，同比增长49.3%。企业消费绿电，一方面是为了满足国际贸易中对碳足迹管理的要求，另一方面是为了提升ESG(环境、社会和企业治理)表现，增加自身品牌的绿色属性。而这些诉求均指向准确的碳排放数据。
电力碳排放因子作为连接电力消费与碳排放量的转换系数，是企业进行碳排放核算的重要指标，通过乘用电量，企业可以计算出因电力消费而产生的间接碳排放量。生态环境部和国家统计局于2024年12月公布了2022年全国、区域、省级电力平均二氧化碳排放因子和全国电力平均二氧化碳排放因子。此次更新后，全国电力平均二氧化碳排放因子从2021年的0.5568(千克二氧化碳/千瓦时)下降到0.5366(千克二氧化碳/千瓦时)，下降202克，降幅为3.6%。
现有的电力碳排放因子根据全国和分省发电化石燃料消费量和发电量、全国火力发电量数据计算得出，颗粒度不够精细，难以反映出电力系统碳排放的时空差异。随着可再生能源装机比重的逐年提升以及应对绿色贸易壁垒的需要，电力碳排放因子也在朝着更高时空分辨率的方向发展。
清华四川能源互联网研究院低碳城市能源系统研究所所长李姚旺在接受记者采访时表示，过去我国电力装机以煤电为主，不同种类煤电机组的单位发电碳排放差异不大，电力碳排放因子的波动性不强，可再生能源规模提升以后，不同时段的可再生能源电量占比差异显著，度电含碳量的波动性明显增强。此外，省内不同地区的可再生能源装机水平也存在显著差异，导致以年度为单位更新、以省为最小空间尺度核算的电力碳排放因子愈发难以准确反映此刻此地的真实度电含碳量。
有电力系统专家曾在接受记者采访时表示，碳排放与环境足迹评估对电力碳溯源颗粒度和精细度提出了明确要求。缩小电碳因子计算地域范围、细化计算时段，实现小时级甚至更短时段的低碳发用电匹配，有利于将电能交易流中蕴含的碳排放责任进行合理分摊，避免绿色权益的重复计算，使核算结果更为精准。建议考虑电网拓扑结构和系统运行的时变性，明确分时分区电碳因子计算分析方法，建立分时分区电碳因子数据库。引导企业主动响应电碳因子分时变化，优化用能行为，减少产品全生命周期碳排放。
为了更加准确地计算企业用电碳排放，部分地区正在推动电碳表。比如，南方电网首款电碳融合计量表计已陆续在东莞多家企业挂网试运行，这款电碳表能够根据电力系统的计量数据，动态计算更新电力碳排放因子数值，为企业用户提供精确的碳排放数据。
有专家建议，建立健全以电碳关系为基础的核查、计量标准和认证体系。发挥电力数据对碳核查计量的支撑作用，加强电碳数据互联互通，完善电力数据辅助监测核查、温室气体排放核算、电碳认证等技术。
此外，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，确立了绿证的唯一性、通用性和权威性。这也就意味着绿证将是连接电力市场与碳市场的重要枢纽。
2025年3月，国家发展改革委等多部门印发《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，明确要推动将绿色电力消费要求纳入重点用能和碳排放单位节能降碳管理办法，加强绿证与碳排放核算衔接，强化绿证在重点产品碳足迹核算和产品碳标识中的应用。国家能源局表示，将与生态环境部积极沟通，研究绿证在碳排放核算和碳足迹管理应用的具体办法，合理划分绿证与温室气体自愿减排机制的功能边界，推动绿证与碳市场的有效衔接。
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