什么是电碳协同?CCER重启与电碳协同关联!

电碳协同是指电力交易和碳交易两个市场体系，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的统筹衔接，贯穿环境权益的开发、利用、管理各个环节。

随着生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，CCER市场重新启动，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”。

为什么要推进电碳协同，CCER重启会对电碳协同带来哪些影响，电力市场、碳市场、绿证市场之间如何互相影响，电碳协同的发展前景如何？

一、电碳协同深度介绍

1、碳交易市场与电力市场协同发展研究

电力客户的碳监测配置及计算方法、“碳汇”计算评估方法、碳市场对电力市场的价格传导效应、碳市场和电力市场交易的耦合机制四部分内容进行了详细解读。

主要结论如下：

（1）碳排放总量限制越高，碳汇资源交易的价格就会越高，对电力企业二氧化碳减排的效果就会越好，抑制二氧化碳排放的能力就会更强。

（2）对于碳汇资源碳价的制定，若价格设定的太低，对部分电力客户起不到威慑作用，该客户反而会选择去购买市场中的碳汇资源，而不是主动减排改进技术；若设定的太高，虽然减排效果明显，但是会破坏市场规律，影响碳资源的社会优化配置。

（3）碳交易作为一种市场机制，有利于利用市场规律达到资源的优化配置以及碳减排的目标，根据欧盟碳交易市场的研究，在未来免费碳配额会越来越少，碳汇资源会作为社会稀缺资源，价格势必会越来越高，从而使企业自发减排，完成排放目标。

2、碳中和愿景下全国电力市场与碳市场建设问题

来自国网能源研究院，从碳中和目标提出背景与展望入手，分析碳市场和电力市场建设最新进展和碳市场与电力市场协调发展，最后对碳金融发展进行展望。

主要结论如下：

（1）在市场范围方面，碳市场和电力市场都是以试点起步，但试点范围不太相同。因此在全国碳市场配额的机制设计中，要考虑各地电力市场的发展进度，有区别的进行机制设计。

（2）在市场空间方面，电力市场是随着GDP增长而实现发展的，碳市场则通过强制碳配额形成，两个市场要能够相互促进，而非相互制约。

（3）在价格机制方面，电力市场逐渐由计划过渡到市场，碳成本将影响企业在电力批发市场中的竞争力，碳成本可通过市场传递到用户侧。但对于保留的发用电计划部分，包括下游销售电价部分，一定程度上需要进行联动。

3、电碳市场环境下新能源及储能的发展新机遇及潜力预测

指出国碳市场的建立与电力市场的不断完善，给新能源及储能发展带来新机遇，核心观点如下：

（1）充分考虑政策、产业、市场、技术等约束因素，解决新能源随机波动性、低抗扰性和弱支撑性等问题，在安全、经济、环保几个方面实现各方可接受的平衡，是发展新型电力系统的整体目标。

（2）通过电碳市场联动体现新能源绿色环保的价值；通过辅助服务、容量市场等电力市场新品种的设计，促使新能源通过自建和购买调节资源，是实现新能源与电力系统协同发展的重要条件。

（3）绿电市场使新能源绿色价值凸显。绿电交易市场通过体制机制创新，一方面充分体现新能源电力的绿色低碳价值，另一方面为企业获得绿色电力提供了普惠性的渠道。

（4）通过市场手段促进新能源建设或购买调峰资源，是储能发展的重要推动力，也是绿电市场持续扩大的支撑。

二、电碳协同的概念及意义

电碳协同是指电力交易和碳排放权交易两个市场体系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的统筹衔接，贯穿环境权益的开发、利用、管理各个环节。

1、我国电碳协同探索历程

我国碳市场和绿电交易市场建设经历了多年的探索历程。

2011年10月，包括广东和深圳在内的七地获批首批碳排放权交易试点。此后，电力、钢铁、水泥等行业（下称“控排行业”）被纳入碳排放管理和交易。在碳排放权交易试点探索十年后，全国碳市场于2021年7月正式启动上线交易。

2021年9月，北京、广州同步启动绿电交易试点。在此之前，我国电力消费企业的用电大部分通过国网、南网等电力配送企业统一配送，企业无法分清电力来源是否为绿电。

绿电交易试点的启动，意味着企业可以通过绿色电力交易市场，购买风电、光伏发电等新能源电量用于日常经营，并可清楚知道自身购买使用的电量中绿电的占比。

2022年4月，国家可再生能源信息中心完成了首批绿证同绿电交易同步划转，实现了“证电合一”。

“证电合一”意味着购买了绿电的企业可获得绿色电力认证，并可将绿证在市场上进行交易，其绿色行为获得了国家认可。

上述电、碳两个相互独立的市场，因为温室气体核算体系的范围标准而联系在了一起。

温室气体排放的核算范围包括企业经营生产中的碳直接排放和间接排放。其中，间接排放则包含企业外购能源，如电力等所产生的温室气体排放。企业在核算自身温室气体排放数据时，其通过购买电力所产生的温室气体排放也被纳入碳排放核算中。

目前，全国碳市场运行总体平稳有序，绿证市场机制不断完善，学界和业界部分专家表示，电力市场和碳市场两个市场体系间存在复杂的交互影响，如何实现“电碳”统一大市场仍需要深入研究。

2、为什么要推进电碳协同？

从短期来看，电碳协同会对电力市场的供给侧和消费侧都带来影响。

对于消费侧而言，电力消费企业购买绿电需支付一定的溢价（即绿电比普通电力价格贵的部分），但通过购买绿电所产生的碳减排未获得碳市场的认可，无疑将影响控排企业购买绿电的积极性。

从供给侧来说，两个市场的相互独立则会带来环境效益被重复计算的问题。

举例来说，假设某新能源发电企业将对应1万吨碳排放量的国家核证碳减排量（CCER）卖给甲企业，同时又将1万吨碳减排量对应的绿电销售给乙企业。则意味着该企业既申报了CCER项目又进行了绿电交易，根据不同的统计口径，这个企业完成了2万吨碳减排任务，但实际上全社会碳减排量仅为1万吨。

因此，电、碳两个市场若能打通互认，一方面将提升绿电消费企业的积极性，从而拉动绿电消纳量，供给端也同时受益；另一方面，也将解决宏观层面环境效益重复计算的问题，防止洗绿风险。

从长远来看，电碳协同还可能在更深层次、更广范围产生影响。

2023年4月，欧盟碳关税（CBAM）正式走完立法程序。按照CBAM计算公式，碳关税=碳含量*（欧盟碳价-出口国碳价）。这意味着进出口两地的碳价格差及商品的碳含量两大因素直接决定了碳关税。

数据显示，2022年我国碳市场年度成交均价为55.30元/吨；2022年欧盟碳市场平均碳价为81欧元/吨，甚至在今年2月一度冲击100欧元/吨大关。目前，我国碳市场仍处于起步阶段，国内碳价与欧盟碳价约10倍的差距，在短期内缩小的难度较大。

因此，若能通过电碳协同构建绿色电力与碳减排的统一数据体系，在碳排放核算中将绿色电力因素考虑其中，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。

三、CCER重启对电碳协同有哪些影响

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。”

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。”

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。

四、电力市场、碳市场、绿证市场如何交互

1、电力市场与碳市场

碳市场与电力市场通过市场机制深刻影响发电企业等市场主体的行为决策，通过电价和碳价产生联动，借由发电量、装机容量、碳配额等中间变量实现市场状态交互传导，燃煤等传统化石能源在供应电能同时产生碳配额购买需求，发电量越多，碳配额需求越大；随着碳配额需求增加，碳市场中的供需关系趋紧，碳价随之升高；当碳价升高时，发电企业碳成本增加，进而拉低企业总体利润水平，当碳价高到一定程度时，导致化石能源发电企业装机投建趋于收缩、发电量减少、碳配额需求减少，最终达到动态均衡。

2、电力市场与绿证市场

类似地，绿证市场同样能够通过影响市场主体决策行为与电力市场产生联系。市场主体在以自身收益最大化为目标的同时，也应同时满足用电(售电)约束和消纳责任权重约束的双重要求，因此会统筹考虑绿证交易、电量交易等进而制定最优购(售)电决策，绿证市场与电力市场呈现动态均衡，伴随着新能源装机规模上升、发电量上升，新能源企业能够向市场提供的绿证数量增加，绿证市场供需关系趋于宽松，绿证价格随之下降，进而拉低新能源装机利润空间，促使新能源装机投建趋于回落。

3、电力市场、碳市场、绿证市场之间相互影响机理

在左侧的绿证市场反馈环中，随着绿证价格的升高，新能源利润空间增加，促使新能源投资增加，导致新能源装机容量、发电量上升，进而绿证市场中的绿证供应量更加充裕，绿证价格趋于回落；随着电力价格的升高，新能源装机利润空间增加，促使新能源投建装机增加、发电增加，促使电力供给增加，电力市场供给更加充裕使得电价回落。

在右侧的碳市场反馈环中，随着电价上升，化石能源利润空间增加，化石能源发电企业加大装机投资，导致化石能源装机容量、发电量上升，电力供应增加促使电价下降；随着碳价上升，化石能源利润空间被压缩，反过来抑制装机投建，化石能源装机容量、发电量趋于下降，进而碳市场中配额购买需求下降，导致碳价降低。