近年来，“双碳”目标的提出拉开了我国能源体系系统性、根本性变革的序幕，促使我国在新能源项目装机和运行、电力市场、碳市场等领域都取得不同的阶段性进展甚至突破。
2024年1月，为加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，指出完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，拓展绿色电力证书应用场景，深入推进能源消费革命，加快经济社会发展全面绿色转型，推动完成“十四五”能耗强度下降约束性指标。这是“电—碳”市场协同发展的良好开篇。
大力推进“电—碳”市场协同发展，可以更好地发挥资源优化配置作用，形成推动电力系统低碳转型的最大合力，是发展清洁能源和实现减排目标的重要途径。
“电—碳”市场
发展现状及制约因素
我国碳市场和绿电交易市场分别经历了多年的建设和发展历程。电力是国民经济的基础支撑产业，目前我国主要电力来源仍然是火电，因此电力行业也是碳排放的重要来源。在实现碳排放“双控”的过程中，碳市场和电力市场作为市场机制将发挥重要作用，需要激励与约束相结合，推动碳排放“双控”与市场机制协调一致。目前全国碳市场已上线交易，全国电力市场正在加速推进，两个市场联系密切、相互影响，且对电力行业发展具有深远影响。
“电—碳”协同可以将电力市场和碳市场在环境权益的核算核查、数据互通、统一认证等方面进行有效统筹衔接，并贯穿环境权益的开发、利用、管理各个环节。但是，两个市场在市场元素、交易机制等方面亦存在区别，两者的协调发展尚存在一些问题需要解决。
一是电力市场和碳市场分别由能源和环保部门主管，相关政策缺乏协同，体系相对独立，凭证无法互认，既降低了市场运行效率，又增加了可再生能源消纳、碳减排的成本。
二是“电—碳”价格传导机制不畅，碳配额造成的成本上升主要由传统发电企业自行承担，尚未在全产业链条之间进行分配，无法通过全社会为碳排放买单从而引导社会层面的节能减排。如果出现传统发电企业机组的大量关停现象，可能危及电网安全。另外，价格传导不畅就很难向消费侧传达合理的价格信号，带动用户购买绿电。
“电—碳”协同
创造价值双翼
电力市场作为促进电力行业碳减排的重要平台，具有传导碳成本、促进清洁能源消纳、调整电源结构、改善用户用电习惯等重要作用，与碳市场具有同样的碳减排目标。国际经验亦表明，单一碳市场作用下，消费者承担的减排成本远比融合市场高。
“电—碳”市场协同发展是发现创新价值和兑现创新价值的体现。电力市场利用绿证等形式体现可再生能源的环境价值属性，从而促进可再生能源消纳利用。碳市场将碳排放转化为控排企业内部经营成本，导致火电度电成本增加，进而提高可再生能源竞争优势。电力市场和碳市场在减排目标上具有一致性，从不同方面体现了环境价值属性，共同推动能源电力低碳转型。
从短期看，“电—碳”协同不仅可以在消费侧促使电力消费企业购买绿电，提高控排企业购买绿电的积极性，也可以在供给侧避免电市场和碳市场环境效益重复计算的问题。
从长远看，通过“电—碳”协同可构建绿电与碳减排的统一数据平台，并立足于中国实际建立国际认可的绿色认证体系。一方面将有利于降低我国出口商品的碳含量数据，从而节省碳关税费用，保障对外贸易企业的合法权益、提高国际竞争力。另一方面可以参与全球碳治理，进而打破某些绿色贸易壁垒，全面推动“双碳”目标的实现。
“电—碳”协同
未来发展方向与路径
绿证、绿电和碳交易的未来发展方向是协同发展，应在顶层设计、政策体系、联动机制等方面加强协同，推动电力系统低碳转型。
——加强电碳协同顶层设计，形成电价和碳价有机融合的体系。
国家层面需要组织能源、气候、经济、法律、金融等领域力量，开展新型电力系统下的电力交易应对策略研究、规划“电—碳”市场总体目标及发展思路，建立全国统一市场，完善市场机制设计，形成系统性市场建设方案。
加强企业自建新能源电站跨省、跨区交易策略研究，“电—碳”市场的数据信息、信用信息及监管信息互通策略研究，“电—碳”市场消费互认策略研究。
——建立健全“电—碳”市场法律法规与政策体系。
目前，电力市场和碳市场建设分别由不同的部门负责推进，在实际工作中需加强政策协调。一是增强两个市场在目标任务、建设时序、引导市场主体行为改变等方面的一致性。二是推动电力行业控碳、减碳政策关联耦合、彼此配套，尤其是可再生能源相关政策。绿证对可再生能源电力全覆盖后，要协调好可再生能源配额制、绿证交易和CCER交易之间的衔接关系，要避免重复激励和考核。
——建立电力市场与碳市场的联动机制。
市场空间协同。随着碳达峰碳中和的深入推进，全国碳市场配额总量空间将逐步收紧，而电力要支撑经济持续稳定增长、承接工业和交通等其他行业转移的减排责任，仍面临相当长的扩张期。因此，应合理划定“电—碳”市场空间，同频共振、相互促进，避免相互掣肘、削弱。
价格机制协同。首先，通过畅通“电—碳”市场价格传导链条，促进碳成本在全社会不同行业的分摊疏导，引导全社会节能降碳。其次，丰富碳成本多元疏导渠道，避免在电力领域过度征收、推高终端电价。最后，创新“电—碳”市场主体的利益共享机制，统筹涉碳资金再平衡，形成良性循环和激励。
碳排放核算体系协同。在全国碳市场中，重点排放单位需要清缴的配额既包括自身化石燃料消耗产生的直接排放，也包括使用外购电力带来的间接排放。根据目前所使用的核算方法，计算外购电力间接排放使用的排放因子为相应区域或者全国的电网排放因子，并未考虑直供电等情形下企业所用电力的实际排放因子。因此电力市场排放核算体系要与碳市场核算体系协同一致才能建设联动市场。
绿色认证协同。首先，探索绿证作为用户侧间接碳排放核算的凭证。控排企业购买了绿电，在其碳排放量核算中，以绿证为凭证，计算扣除绿色电量部分的用电碳排放，实现碳市场的协同增效作用。其次，探索CCER和绿证两个体系的信息联通。政策已经明确提出绿证对可再生能源电力全覆盖，CCER也已重启，如何实现CCER和绿证两个市场的信息互通至关重要，例如绿证可为CCER项目发电量、减排量核证提供凭证。
技术创新协同。首先，推进绿色技术创新。电力市场与碳市场的联动需要依靠绿色技术的支持。政府和企业应加大绿色技术研发和推广力度，如可再生能源技术、能源储存和智能电网等，以推动电力市场向低碳清洁方向发展。其次，引入数字化技术。通过电力市场和碳市场的数字化技术的应用，可以实现碳排放和电力交易数据的实时监测和统计分析，提高市场监管的效率和准确性，从而增强联动机制的可操作性和可持续性。
传统能源企业应顺应时代发展，高度重视绿色低碳转型，加快产业布局优化调整，大力推进新能源和低碳负碳产业发展，加大清洁能源开发利用和生产用能替代，突出传统能源与新能源深度协同，利用“电—碳”市场的协同作用优化电力生产和消费，促进“电—碳”市场的跨界融合、协同发展，从市场层面推进我国能源转型和绿色发展。
