是否加入未来将打通碳市场和电力市场，电价里将包含碳价，而绿证将发挥桥梁作用，推动电力市场与碳市场协同发展

文｜徐沛宇 韩舒淋

编辑｜马克

随着绿证新政的发布，以及即将重启的CCER （中国核证自愿减排量） ，中国绿色交易机制踏上了改革完善的新台阶。

绿证代表绿色电力的环境属性，CCER机制将碳减排量变现，两者均为环境权益的交易标的，有共同的目标，但也存在冲突和重叠的部分。

除了绿证和CCER，绿色交易机制还包括绿电交易、碳市场，以及排污权交易等等，其宗旨都是以市场化的方式促进低碳绿色转型。在“从能耗双控向碳排放双控”战略转型的过程中，绿色交易机制里碳与电之间关联亟需理顺。

从发电侧来看，碳电联动的要义是将碳排放成本传导至电价。未来，如果碳配额收紧，碳价上升，碳排放成本占火电成本的权重越来越大，碳价传导至电价的必要性随之增强。多位业内人士对《财经十一人》表示，碳价向电价传导不能以行政方式强制联动，而应该基于一个完全市场化的电力市场，以市场化的方式自由联动。

对于用电侧即电力消费者，实现碳电联动的主要期望是：纳入碳市场管控的企业在核算其间接碳排放时，将购入的绿色电力从其电力消耗总量中扣除，以降低间接碳排放量。北京、天津、上海三个区域碳市场已出台此政策，全国碳市场目前尚未制定相关政策。

当前，中国的电力市场改革正进入深水区，全国统一电力市场、现货市场的建设，有助于未来在发电侧实现更高效率的碳电联动，但这仍需要改革的稳步推进。同时，全国碳市场扩容之后，绿电抵消碳排放的政策有望从区域碳市场推广至全国碳市场。

用电侧的碳电联动：绿电抵消间接碳排放

当前，用电侧的碳电联动，实质是绿电与碳市场的联动。

2023年以来，北京、天津、上海三个区域碳市场陆续出台了绿电零碳排放政策。全国碳市场暂未实施，但全国碳市场扩容之后，该政策势在必行。

企业碳排放核算包括直接碳排放和间接碳排放两类：直接排放是指使用煤炭、天然气、石油等化石能源产生的二氧化碳排放；间接排放是指购入的电力和热力所产生的二氧化碳排放。

中国的区域碳市场和全国碳市场都将直接碳排放和间接碳排放纳入了核算范围，这是碳电联动的基础。三个出台碳电联动政策的区域碳市场，在具体执行时有一定的差别，总的来说，都是在扣除绿电之后，再计算间接碳排放，同时都需要提供绿证等消费凭证。

绿证即可再生能源绿色电力证书，一个绿证对应着1000度可再生能源电量。中国的绿证既可以以“证电合一”的方式交易，也可以以“证电分离”的方式交易。前者是指电能价值和环境价值捆交易，买方同时拥有电能及其环境价值；后者是指电能和环境价值分开销售，买方拥有其一。除自愿认购外，绿电和绿证交易主要由北京和广州两大交易中心组织，“证电合一”的交易是主流。

当前，绿证和绿电交易并不活跃。购买绿电绿证的企业主要是出于自愿、满足供应链要求或者出口型企业，其约束来自自身的减排目标或者目标市场、客户的减排约束，不带有强制属性。根据中电联统计，2023年1-7月，全国各电力交易中心累计完成市场交易电量31913.1亿千瓦时，其中绿电交易255.7亿千瓦时，占比为0.8%。绿证的交易更是远少于绿电交易量。

只有结合碳市场或配额制的强制要求属性，绿证绿电的需求才能大幅上升，才能进一步推动可再生能源的快速发展。2023年8月3日三部门联合发布绿证新政时称，要研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调，更好地发挥制度合力。

全国碳市场目前仅纳入了火电一个行业。相对于其直接碳排放，火电企业外购电力极少，是否扣除绿电对其碳排放核算影响不大。全国碳市场扩容之后，其他控排行业大多有较高的电力需求，碳电联动需求更加紧迫。

碳中和综合服务商中创碳投的一篇报告称，2021年发布的水泥和电解铝行业碳排放核算标准征求意见稿曾明确，计算外购电力间接排放时应扣除余热电量和绿电电 量。当全国碳市场将水泥、电解铝行业纳入管控之后，间接排放的比例将占到20%左右，管控企业使用绿电减碳的需求更为突出。

碳市场是对高排放企业施加的大棒，绿证则是对零碳排放的可再生能源企业发放的胡萝卜。“要给挨了大棒的企业，拿胡萝卜的机会。”伦敦证券交易所首席电力与碳分析师、牛津能源研究所研究员秦炎对《财经十一人》说，两者衔接十分有必要。

与全国碳市场相比，区域碳市场涵盖领域较多，有的管控行业已多达十几个。除了上述三地发布绿电抵扣政策之外，预计还将有更多的区域试点碳市场会跟进绿电抵扣政策。

广东是市场规模最大的绿电交易试点之一，广州区域碳市场的年成交量及成交金额均居全国首位。广州在碳电联动方面已开始做出探索。

广州电力交易中心和南网碳资产公司共同搭建了“用户电碳核算评估”模型，为企业准确核算碳排放量。该系统的运作首先是根据企业的电力交易合约对其用电情况识别分解，得到其各类电源 （水、煤、气、风、光、核） 的用电量。然后，通过其电源发电厂在电力交易合约期内的碳排放系数，以及企业自身所在省区的电网碳排放因子计算其用电碳排放量。第三步，计算使用环境权益产品抵消企业用电量所含的碳排放量。最终，完成核算并出具用户电碳核算报告。

广州电力交易中心上述项目负责人对《财经十一人》表示，在全国碳市场即将扩容之际，各界对出台绿电抵扣政策的呼声很强烈。绿电和碳之间应该有一个信息共享平台，才能更精确地计算企业碳排放量。如果要人工一个个地报备、核查绿证资料，效率就会很低。

值得注意的是，对纳入碳市场的控排企业而言，采购绿电可以抵消部分间接碳排放，也需要支付相应的绿电溢价。因此，对于纳入碳市场覆盖范围的用能企业来说，当绿色交易机制成熟时，可以根据碳价和绿电溢价的具体价格高低，来选择不同的控排手段：是支付碳配额的碳价，采购CCER，还是采购绿电，亦或是内部技术改造来减碳。

发电侧的碳电联动：碳价影响电价

碳电联动的另一种形态，是在成熟的电力市场和碳市场基础上，碳价传导成为化石能源的发电成本，从而影响其在电力市场中的报价，让有碳排放的电源品种承担更高的成本，推动发电侧转型。

欧盟是发电侧碳电联动机制最为成熟的区域，其完善的电力市场和碳市场，是碳价能够影响不同电源品种报价并引导发电清洁转型的基础。它已经有效推动了欧洲发电侧的燃料转换，让碳排放更低的气电替代煤电。

这一联动机制成功实施的背后有两大支撑，一是碳市场影响不同发电机组的碳排放成本，另一方面是边际成本定价的电力市场出清机制，让更高碳排放成本的机组处于劣势。

具体而言，在欧盟的电力市场中，一个发电机组的成本主要由燃料成本、碳成本和运营成本构成。气电和煤电的发电成本主要受燃料成本和碳成本影响，而新能源、核电发电不产生碳排放，碳成本为0，新能源靠天吃饭，也没有燃料成本，只有可变动的运营成本。如下图所示，欧盟委员会发布的《欧洲电力市场出清顺序和价格动态报告》数据显示，在2022年，由于能源危机主要影响了天然气价格，气电的燃料成本最受影响，其发电成本是最高的，而煤电的碳成本是最高的。

图：2022年欧洲不同机组边际成本构成 来源：欧洲联合研究中心（EC JRC）

不同电源的成本不同，决定了其在电力市场中的报价策略。在边际出清的电力现货市场中，满足系统平衡的最后一台机组的报价，决定了整个电力市场的出清价格，发电机组报价时，需要考虑综合考虑碳价、燃料成本和可变运营费用来报价。

那么，如果仅靠新能源出力无法满足电力系统供需平衡，边际机组将是气电或煤电机组，其报价中就必然包含碳成本，边际机组的报价就是整个市场的出清价格，发电侧的碳成本因此通过电力市场传导给了整个市场。而如果风光大发，仅靠新能源就能满足系统平衡，新能源将成为市场的边际机组，其出清的价格较低，且不包含碳成本。

欧洲的碳市场只计算控排企业的直接碳排放，不计算外购电力的间接碳排放。而中国的区域碳市场中，几乎都要计入控排企业外购电力的间接碳排放。

在2022年，由于能源危机影响，天然气价格上涨，推动气电成本升高。而2022年法国核电大面积检修，水电来水不足，新能源又无法满足供应，导致许多时段都是气电成为市场的边际机组。欧委会联合研究中心的报告显示，2022年，55%的时段电力市场的出清价格由气电决定，这也推高了欧盟的电价。但不同国家由于装机结构不同，受影响程度不同，气电占比较高的意大利批发电价在大部分时段最高，而有丰富核电和可再生能源的瑞典批发电价大部分时候低于其他欧盟国家。

图：欧洲电力市场出清机制示意图，2022年大部分时候气电是边际机组 来源：欧委会联合研究中心（EC JRC）

秦炎介绍说，欧盟国家的市场电价由边际发电源的成本决定，如果边际机组是火电机组，那么其报价就包括了碳价成本。欧盟碳价是统一的，但是不同国家的电源结构不同，所以碳价成本占电价的比例也不同。按照目前欧盟碳价85欧元一吨的水平，火电占比高的东欧国家，每兆瓦时电价包含碳价成本平均为70至80欧元 （当前汇率约合0.55-0.63元/度电） ；可再生占比高的北欧国家，碳价成本则较低，平均为20-30欧元每兆瓦时 （约合0.16-0.23元/度电） 。因此，发电企业的火电资产收益前景愈发悲观，零碳成本的可再生能源发电的投资得到了激励。

需要指出的是，电力市场的出清价格是批发侧的价格，而电力用户侧缴纳的电费，还需要在市场出清价格上加上税费和可再生能源补贴等费用。过去，消费者分担的可再生能源补贴促进了欧洲新能源的发展，如今，电力用户与新能源开发商签署长周期的直接购电协议 （PPA） 成为新的趋势，PPA一方面帮助新能源开发商融资开发新能源，一方面帮助用户确保绿电来源。

在中国，电力现货市场和全国统一电力市场都在推进之中。随着中国电力交易市场化程度的提高，以及碳市场逐步完善，碳价直接传导至电价的电碳联动也会水到渠成。

未来，碳市场与电力市场就像是燃煤与煤电行业的关系。煤电联动政策曾是煤电行业最重要的政策，于2004年底出台，即根据煤炭价格波动相应调整电价。2020年1月1日，由于市场化交易电量已占约50%，煤电联动机制取消，电价定价机制改为“基准价+上下浮动10%”。

进入2021年之后，煤炭价格意外地进入上涨通道，当时的定价机制使得煤电企业普遍严重亏损，甚至出现了电力缺口。于是，2022年再度改革，燃煤上网电价调整为“基准价+上下浮动20%”。同时，高耗能行业由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。

碳中和综合服务商中创碳投总经理郭伟对《财经十一人》表示，碳电联动可以参考煤电联动政策的经验，不要以行政命令的方式实施强制联动，而是应该多发挥市场这只无形之手的作用，让发电企业可以把碳排放成本通过电力市场传导到下游，让电价和碳价通过市场化的方式联动。

中国电力行业市场化改革始于2002年发布的《关于印发电力体制改革方案的通知》 (5号文) 。2015年发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 (9号文) 进一步推进改革，电力交易的市场化程度不断提高。2017年到2022年间，全国市场化交易电量 (含省内和省间) 从16324亿千瓦时提升至52543亿千瓦时，占全社会用电量比重从25.9%升至60.8%。

碳价直接影响电价的碳电联动，实则是提高了火电的发电成本，使其在电力市场中面临更高的成本压力，让边际成本和燃料成本更低的新能源能够优先发电。

中国碳中和50人论坛特邀研究员，北京电链科技双碳事业部总监郑颖对《财经十一人》说，在建设新型电力系统的过程中，随着可再生能源发电占比不断提高，以市场化的手段引导消费者去消纳可再生能源电力正变得越来越重要。但如果火电电价与碳价之间没有建立价格传导机制，火电的碳排放成本无法由全社会来承担，一方面不利于引导用户侧消费可再生能源电力，另一方面火电企业也难以为继。

对于新型电力系统的定义，2023年7月中央全面深化改革委员会第二次会议明确称，要加快构建“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统”。

中国可再生能源发电的占比正在逐步提高。据中电联统计，2022年，全国非化石能源发电量31443亿千瓦时，比上年增长8.6%，占总发电量比重36.2%，比上年提高1.7个百分点。

如果发电企业把上涨的碳价传导至电价，用电企业尤其是用电大户可能会承受较高用电成本的压力。“现阶段我国处于疫后经济复苏的关键阶段，为了支持工业发展，拉动相关企业投资，各地政府都在积极研究出台稳定电价的举措，一段时间内，电价受碳价影响的可能性较小。”郑颖说。

从电力市场的发展阶段来看，实现发电侧的碳电联动还需要一段时间。国内电力交易仍以中长期电力交易为主，省间交易仍存在壁垒，跨省跨区的电力现货市场建设仍然道路漫长，电力交易的市场化之路还较长。

绿色交易机制如何完善

欧盟的绿色交易机制，以高度的市场化的碳市场和电力市场为核心。在中国，绿证将发挥桥梁作用，推动电力市场与碳市场协同发展。

2023年8月3日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布绿证新政，绿证发放范围扩大至所有可再生能源电力。同时，绿证被明确为中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。

这一新政完善了绿证交易的各项标准规范，但仍处于市场交易的萌芽期。而绿色交易系统里的其他交易标的，也都处于市场化的初期，并且相对割裂，亟需厘清政策、协同发展。

能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥对《财经十一人》表示，中国已经在发展战略中明确，将环境要素放在市场中配置。但现实中交易标的较多，有的还有重合，这会带来很多不利影响，比如环境权益重复计算。多种绿色交易机制现阶段处于八仙过海各显神通的状态，不同的市场机制还需要从顶层设计上统筹协调。

邹骥说，不管是绿证、CCER，还是碳市场，现在的交易量都不算大，联动就更少。这些机制如何统筹，业界的争论基本还处于理论阶段。空对空的讨论永远不会有结论，实践中暴露问题后，才是真正解决问题的机会。所以，现阶段应该要提倡各方多实践，不怕暴露问题。

避免重复计算是绿色交易机制里最迫切需要解决的问题，尤其是绿证和CCER的重叠。按照现有的政策规定，一部分可再生能源项目既可以申请核发绿证，又可以申请核发CCER。

据兴业证券经济与金融研究院整理，中国当前已备案并记录的CCER项目以可再生能源为主，占比例超过75%，主要包括风电与光伏、垃圾焚烧发电、水电、生物质能等。

重启后的CCER包含哪些项目将由新的方法学 （即评判一个项目是否减碳，减碳多少的一整套标准） 决定。生态环境部已征集了数百个方法学，未来采用哪些新的方法学尚未发布。

不同减排机制的协调衔接，离不开主管部门厘清管理权责，互相配合。目前，电力交易、绿电绿证交易主要由国家发改委主管推动，在电力交易中心组织实施。而碳市场、 CCER由生态环境部主管，在环境交易所组织实施。

一些同时拥有火电和可再生能源发电资产的企业，将绿电、绿证、碳配额以及CCER交易管理设立在一个机构里，以实现绿色交易的价值最大化。中国长江三峡集团国际清洁能源研究室主任黄俊灵对《财经十一人》说，只有建立公开透明的市场，企业选择不同环境属性的交易标的时，才能更好地做出决策。如果比较绿证和CCER的价格都要找几个部门、多家企业，效率就不可能高。

目前，绿证和CCER减碳的相对价格比较接近。据兴业证券经济与金融研究院测算，一张绿证代表1000度可再生能源电量，一张绿证平均抵扣0.5703吨碳排放。根据绿证认购平台的价格估算，使用绿证减碳的成本约在69.26元/吨至70.14元/吨之间。对于CCER，根据复旦碳价指数，2023年8月全国碳市场履约使用CCER的中间价为56.70元/吨。考虑到目前CCER的交流量很小，各试点交易所实际的项目成交价格与碳价存在一定差异，因此，使用CCER与使用绿证的减碳成本实际差异不大。

政策不明朗将影响各种绿色交易标的的流转。前述“用户电碳核算评估”项目负责人表示，有接到部分市场主体的反馈称，现在政策还没明确，如果将绿电的环境属性从电源所在划转至绿电购买方，地方政府在计算本区域电网的绿电消纳指标时，是不是也要相应地将这些绿电剔除？随着绿电绿证交易量的逐渐提高，政策明确的需求就会更加急迫。

在未来的绿色交易机制里，碳电联动还将扩展到碳能联动，将所有环境权益以市场化的方式配置，助力“双碳”目标的实施。