随着中国核证自愿减排量（CCER）重启进程持续推进，全国碳市场即将获得有力补充，电-碳协同机制也解锁了一块新“地图”。
电、碳两者密不可分。随着中国核证自愿减排量（CCER）重启进程持续推进，全国碳市场即将获得有力补充，这也让电-碳协同机制解锁了一块新“地图”。
10月24日，根据《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，生态环境部制定发布4项温室气体自愿减排项目方法学。首批方法学的公布，为CCER重启奠定基础，再度引发业内人士对于电-碳协同的探讨。CCER重启会对电-碳协同带来何种影响？当前电-碳为何还未实现真正有效协同？电-碳协同还需哪些统筹？
对全国碳市场的有力补充
随着电气化程度的逐步提高，行业内对加强电-碳两个机制间衔接的愿望越发强烈。此次CCER重启是否会对电-碳协同带来利好？
“CCER机制是对全国碳市场的有力补充，我国当前正需要有这样一个碳信用机制来激励碳减排项目的发展。未来，碳减排项目在CCER市场上进行开发和交易，也可形成额外的环境收益。”清华海峡研究院能源与环境中心特聘专家郑颖表示。
南华大学碳中和与核能发展创新研究院院长张彩平认为，CCER重启将吸引更多资金流入可再生能源项目，从而扩大绿电的市场规模，激发绿电市场活力和绿证消费需求。“相较于绿证，CCER不限制交易次数，让控排企业有更多的履约选择，也可以满足其他市场主体的差异化绿色消费需求。”
但CCER与绿证两种机制间又存在一些交叉点，未来可能仍需进一步完善。
今年8月，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》指出，对集中式风电（含海上风电）、集中式太阳能发电（含光热发电）项目的上网电量核发可交易绿证，并明确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；同时，此次生态环境部公布的首批CCER方法学中也包括并网光热发电、并网海上风力发电项目，并明确唯一性，要求项目未参与其他温室气体减排交易机制，不存在项目重复认定或者减排量重复计算的情形。
“CCER首提唯一性，目的是卡掉部分项目重复在多个减排机制中申请的可能性。但如何确保唯一性，还需要相关部门给出更多细节。”郑颖进一步表示，“绿证不属于温室气体减排交易机制，已经获得绿证的并网光热发电、并网海上风力发电项目，理论上也满足CCER的唯一性要求。但这会使项目的环境属性在两种机制中被重复计算。目前国际上对这种重复计算并不认可，这也意味着难于实现我国绿证和CCER机制的国际互认。”
机制仍需进一步完善
“电与碳之间的关系非常紧密，电力市场的高效运行将对国家‘双碳’工作形成强力支撑，而碳市场的有序发展也将对可再生能源电力形成激励。我们目前常提到的电-碳协同，一方面包括电价跟碳价之间形成传导，在价格上协同；另一方面包括可再生能源电力的环境属性能够在温室气体排放报告与核查机制中得到体现，在碳排放核算上形成协同。”郑颖解释。
然而，当前电-碳协同作用尚未显现，绿证与碳市场两个机制还未形成有效衔接。例如，目前企业购买的绿证并不能在碳市场中体现其环境属性，在碳市场中购买的碳配额与CCER项目、绿电的碳排放核算核查也不统一。
为何电-碳协同一直难以实现？
张彩平认为：“一方面，目前电力市场还处于向市场模式转变的过渡期，计划和市场双重制度并存，价格传导机制难以充分发挥作用；另一方面，目前我国电力结构仍以火电为主，虽然新能源发电比例快速上升，但稳定性有待提升；此外，全国碳市场还处于运行初期，市场流动性不足、交易潮汐现象明显等缺陷使控排企业无法准确核算碳交易成本，因而市场参与积极性不高，制约了碳交易市场的深入发展。”
从碳市场角度来看，电-碳协同发展进度也是由碳市场的所处阶段决定的。“此前，碳市场只纳入了发电企业，而发电企业的碳排放主要来自于煤和天然气等燃料使用所产生的直接排放，间接碳排放占比并不高，所以在碳市场的第一、二个履约期内，发电企业对电-碳协同的需求并不高。”郑颖说。
此外，因为目前两个市场都处于起步阶段，政策制度间的协同还有待进一步完善。郑颖进一步表示，这需要碳市场和电力市场各自的政策协同，也需要两个市场背后庞大而统一的政策体系支撑。“需要考虑如何将电力碳排放核算与我国电力系统运行特点协同匹配，从而更加科学地在碳市场中发挥可再生能源电力的环境价值。”
障碍正被逐步打破
电力市场与碳市场的主管部门不同，要想实现机制衔接，统筹布局是关键。基于当前情况，郑颖认为：“我国电-碳协同机制起步时间较短，亟需庞大的体系建设支撑，既要考虑与既有政策的衔接，也要考虑未来政策制定的融入，更需要部门间对可再生能源发展政策与碳市场政策进行更进一步的统筹策划和协同制定。”
“目前，核算碳排放方法学明确从电网采购的绿电不计入用户的碳减排量，这意味着，从电网购买的绿电和其他高碳排电在核算碳排放时是同等待遇，通过电网途径采购的绿电排放因子仍和火电相等，这也导致两个市场的协同机制建立不起来。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎分析，“若想实现两个市场协同，必须明确绿电对于减排贡献的核算方法。不同企业采购绿电也会造成整体电网排放因子变动，这一问题的处理也十分复杂，后续还要做更多相关研究。”
张彩平也建议：“宏观层面要明确电-碳协同发展的牵头部门，由牵头部门作好电力市场、碳市场与其他市场机制、政策工具的有效衔接；微观层面要建立电力与碳市场的统一数据体系，解决数据互通问题。”
此外，在政策协同过程中，还需重视政策执行者和使用者的需求。郑颖指出，当前对电-碳协同呼声最大的是电力消费侧，特别是面临碳排放报告与核查要求的企业，以及出口型企业。电力消费侧希望通过参与一种机制，尽可能满足多个政策要求，从而合理控制合规成本。同时，消费侧对于政策实施的反馈，也将帮助有关部门不断完善和优化政策内容。
值得一提的是，当前已有部分地区率先实现对绿电在碳市场中的价值认可。今年4月，北京市生态环境局公布的《关于做好2023年本市碳排放单位管理和碳排放权交易试点关注的通知》明确指出，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；6月，上海市生态环境厅公布的《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》明确指出，外购绿电排放因子调整为0 tCO2/104kWh，这也意味着认可了企业外购绿电的碳排放量为零。电-碳协同的障碍正被逐步打破。
