最近，北京市生态环境局发布了《关于做好2023年本市碳排放单位管理和碳排放权交易试点工作的通知》。对北京碳市场今年的相关工作重点做了具体的安排。
其中有一条更新，在我看来，那是相当炸裂的存在，所以我打算单独拿出来讲一讲。这条更新就是：“重点碳排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为零。”
这句话是什么意思呢？就是控排企业所用的电力，如果是在电力交易市场上买的绿色电力，那么其碳排放直接按零计算！无论你用电碳排放有多大、占企业总排放的比例有多高。
注意，这里说的是通过电力交易市场上直接购买的绿色电力，任何形式的国内外绿证，至少从字面上看是不认可的。所以别看了政策后傻乎乎地去屯绿证。
这一条规定的出台，可以说是因为碳市场的补充机制CCER迟迟不能重启的权宜之计，也可以说是绿电与碳市场相互打通的一次有益尝试。
目前绿电交易相对于普通电力的溢价可查询的价格大约在每度电3~5分钱左右，如果按4分钱计算，折算成CCER价格差不多是50元一吨，似乎与真正CCER的价格也相差不大，所以对碳价也不会有啥影响。那么我为什么说这一条规定相当炸裂呢？
先说碳市场的补充机制。我们现在搞的碳市场的框架都是来自于欧盟碳市场那一套，其基础框架其实是总量控制+碳交易（CAP&TRADE）。常规的做法是总量控制在先，碳交易在后。
比如一个碳市场，她纳入市场的所有控排企业总量是1亿吨，如果希望这些企业今年碳排放下降10%。那么我无需理会这10%如何下降，只需要配额发放的时候只发9000万吨就行。到时候企业如果全履约，那么这碳排放下降10%的目标就达成了，也不用管这些企业是自己减的排放还是买的别人的配额。
后来觉得这种市场太封闭了不够活跃，而减排这种事情企业内部减也是减，企业外部减也是减嘛。于是就搞了个补充机制，允许控排企业实施或者购买外部的减排来看做是企业自身的减排。欧盟碳市场的补充机制是CDM，国内的补充机制则是CCER。
这样做虽然可以激励企业去外部减排，但实际上是削弱了企业自身减排的意愿的，碳市场的总量控制也变得不那么绝对，甚至会增加实际的碳排放。
比如前面的例子，就算控排企业的碳排放之和增加到了2亿吨，如果补充机制可以无限制使用，他们也可以通过购买外部减排量来实现履约，这显然违背了碳市场建立的初衷——让纳入控排的高排放企业进行实实在在的减排。
所以补充机制一般都会设定一些使用限制，比如全国碳市场只允许5%的CCER用于履约，而欧盟碳市场在进入第四阶段（2021-2030）后已经事实上放弃了补充机制。我们可以理解为补充机制是一道菜上的调味料，它能起到提味增鲜的作用，但决不能替代主食。
北京碳市场新出的这个规定，我认为是补充机制的一种创新，它抛弃了CCER那套繁琐复杂的审核程序，也不论所谓的基准线和额外性，我觉得并无大的不妥。但没有比例限制这一点我觉得值得商榷。
电力使用相关排放涉及到所有企业，在绝大多数行业中，电力使用相关排放占总排放的比例都非常高，有的甚至能达到90%以上。如果绿电没用比例限制，那么企业就可能根本不用考虑自身减排，只需要买绿电就行了。
因为绿电不需要额外性论证，大部分的项目本身也具有经济性，属于自然市场行为，也就是无论有没有碳市场这一出，它该产生的减排都会产生。如果只是小部分纳入市场，扩大交易品种，活跃市场气氛，我觉得是不错的选择。但如果可以无限制使用，碳市场就可能起不到促进控排企业真正减排的作用。
除此之外，我们还要关注的另一个重点是绿电对配额市场的冲击，做过配额置换业务的都知道，因为CCER使用有比例限制，所以会比配额价格低一些，这样才有套利空间。但也正是因为有比例限制，才会让CCER即使有天量的供应，也不会对配额市场造成过大冲击。
但绿电的使用是无限制的，这就可能导致控排企业把配额全数卖掉，只买绿电来履约，现在大部分新能源电站本身有经济性，绿电申请不像CCER有开发成本、有失败风险。所以绿电价格有很大下降空间，不排除未来可能会有大量的低价绿电供应涌入北京碳市场，把配额打成地板价。
再来说说绿电，《通知》明确了绿电需要来自电力市场化交易，也就是电力交易所。什么样的电力可以交易是电力交易所说了算的，目前只允许地面光伏和风电进行交易，生物质发电、水电和分布式光伏是不让进的，还有电力的跨省交易貌似目前也没有那么通畅，未来这些规则的改变都可能影响碳价。掌握碳市场话语权的，可能就不是碳交易所，而是电力交易所了。
当然，以上的分析都是一些极端场景的推演，实际可能并不会对碳市场造成大的影响，根据《通知》，今年的10月31日前要完成配额清缴工作，到时候我们就能看看这一条规则对碳市场的影响有多大了。
