电、碳两个市场相对独立，但有共同的市场主体。两个市场通过价格相连，且减排目标具有一致性。实践表明，电、碳市场协同发展在推动能源清洁发展、碳治理等方面作用显著。“双碳”目标下，电力市场与碳市场协同的目标，是在保障电力安全可靠供应的基础上加速能源电力低碳转型。

从国内看，我国正在积极推进电力市场和碳市场建设，有关可再生能源发展、落实“双碳”目标的政策密集出台，电力市场的绿电、绿证交易规模不断扩大，碳市场也面临着扩容、国家核证自愿减排量（CCER）重启的新形势。从国际看，今年10月，欧盟碳边境调节机制（CBAM）过渡阶段生效，对我国出口欧盟的产品提出更高的碳排放标准。发达经济体、大型跨国企业以及国内外资本市场对企业绿色发展提出更高要求，给相关产业参与国际竞争带来挑战。

上述背景下，电、碳市场需要在市场空间、价格传导、绿色认证等方面做好协同。

市场空间：绿电与碳市场总量目标和价格要协同

未来，碳市场覆盖范围将从单一行业逐步扩大，水泥、电解铝、钢铁等高耗能用户将作为市场主体被纳入碳市场。目前，国家已明确“绿色电力相关碳排放予以扣减”，新纳入的市场主体将会权衡绿电交易价格和碳市场交易价格，以便选择更经济的抵碳方式。

绿电规模对碳市场配额供给侧产生影响。总量控制是碳市场的基础，配额总量决定了碳市场的总供给。在宏观经济、能源价格、减排成本等其他条件相同的情况下，若是配额总量设置趋紧，则配额总供给将会减小，配额将更加稀缺，碳价也会随之上涨，反之碳价则会下降。绿色电力相关碳排放如果可以抵扣碳配额，将会直接减小碳市场配额缺口，改变碳市场供需关系。

绿电溢价的区域性差异对全国碳市场交易需求产生影响。全国碳市场形成统一碳价，但是各省绿电溢价不同，对于绿电抵碳成本低于全国碳市场价格的地区，将倾向绿电交易。如果某地区绿电溢价价格为P元/兆瓦时，该地区电力平均碳排放因子为EF吨二氧化碳/兆瓦时，则1兆瓦时的绿电抵碳成本为P/EF元/吨。目前全国碳市场电力平均排放因子为0.5703，全国碳市场价格在50～80元/吨范围内波动，意味着绿电溢价如果高于46元/兆瓦时，则购买碳配额较购买绿电有明显优势，如果绿电溢价低于28元/兆瓦时，则购买绿电较购买碳配额有明显优势。

因此，建议超前测算各省绿电需求，绿电放开规模与需求要匹配，确保绿色电力平稳供应，避免价格差异过大。同时，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。各省火电碳配额总量与可再生能源配额制总量目标要相匹配，确保能够合理执行。可再生能源配额制、绿证交易和CCER交易之间有交叠重复，要避免重复激励和考核。

价格传导：畅通“电、碳市场”价格传导链条

电力市场化条件下，碳价能够向电价传导，同时电价也会反向影响碳价。一方面，碳价会增加火电企业成本，体现到电力市场报价中，影响出清结果，进而影响交易价格。另一方面，电力市场供需情况和价格变化会影响火电发电量，电量增减影响碳配额购买需求，进而影响碳价水平。

国网能源研究院构建了“碳价对火电度电成本的影响测算模型”。根据测算，近期，全国碳市场配额分配宽松且全面免费，对电力市场现实影响较小，火电平均发电成本增加约2厘/千瓦时。

远期，随着配额收紧和有偿分配方式引入，碳价将持续上升，促使部分火电企业超前应用碳捕集、利用与封存（CCUS）技术减排。

在电力现货交易中，随着碳价上升，电力现货市场平均出清边际价格将抬升，火电中标电量由高碳机组向低碳机组转移。

下一步，建议完善针对未放开上网电量、未参与市场用户的碳价传导机制，体现公平分担原则。近期部分地区煤电因发用电计划匹配、应急保供等原因，一时还难以进入市场，需要单独设计碳成本传导机制。另外，碳成本通过市场竞价传导到市场化用户，对于未参与市场的用户，也需要设计相应的碳成本分摊机制。

同时，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。借鉴国际经验，通过配额有偿拍卖或碳税与碳市场搭配实施等方式，取得的专款用于用户补贴或资助减碳项目，以减缓碳成本对电力领域的压力。

绿色认证：明确绿电在企业碳排放核算中的抵扣方式

全国碳市场纳入用电间接排放，旨在引导控排企业改变用电行为、优化用电结构，购买使用绿电是主要减碳途径。国家发展改革委等部门发布的《促进绿色消费实施方案》提出，“要研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性”，但是具体如何扣减尚未明确。

电网平均排放因子隐含了绿色电力零碳排放，如要避免重复计入，需要对因子进行修订。目前，我国企业购入使用电力的间接碳排放主要基于用电量和电网平均排放因子测算，公式为企业购入电力碳排放量=企业购入使用电量×电网平均排放因子。其中，纳入全国碳市场的控排企业，购入电力碳排放核算中采用的是全国电网平均排放因子；纳入地方试点碳市场的控排企业，按照地方政策，有些采用区域电网平均排放因子，有些采用本地区电网排放因子，有些采用电网基准线排放因子；对于其他企业，按照现有的24个行业企业温室气体排放核算方法与报告指南以及10项重点行业国家标准进行核算，主要采用区域电网平均排放因子。若企业外购绿色电量碳排放直接扣减，剩余电量碳排放由相应电量乘以现有电网平均排放因子计算得到，则面临绿电碳排放重复计算问题。

近期，绿电交易规模仍很小，建议碳排放核算仍采用电力平均排放因子，但将其中的绿电部分扣除。中远期依托电力交易合同流，精细核算企业电力间接碳排放。

10月，欧盟碳边境调节机制（CBAM）过渡阶段生效，从2026年起逐步征收碳关税，涵盖钢铁、铝、水泥、化肥、电力（发电）和氢六类产品，包括直接排放和特定条件下间接排放（外购电力的间接排放），参照欧盟碳市场价格征收。这一政策实质是一种绿色贸易壁垒，将给我国钢铁和铝等碳密集产业出口带来冲击。未来若CBAM全面纳入用电间接排放，因我国电力供应中火电占比较高，引导相关出口企业参与绿电交易、降低间接碳排放将成为应对国际碳关税壁垒的有力举措。因此，要构建国际认可的绿色电力认证体系，全面记录绿色电力生产、交易、消费、结算等各个环节信息，实现绿色电力全生命周期可信溯源。

（作者均供职于国网能源研究院有限公司企业战略研究所）