电碳市场“解耦”后 我国电碳协同该何去何从？

导语

2024年以来，从国家发布水泥和铝冶炼行业的温室气体排放核算指南的征求意见稿，明确外购非化石能源电力可以核减碳排放，到发布发电行业配额分配方案和水泥、钢铁、电解铝行业工作方案的征求意见稿，明确不再将电力间接排放纳入全国碳市场管控范围，行业上对电碳市场协同的预期变化可谓是“过山车式”历程。

那么，我国为什么会做此调整？会带来哪些影响？电碳市场“解耦”后我国又该如何推动电碳协同、促进可再生能源消费？

（来源：微信公众号“朗新研究院” 作者：吴妍、李峰）

电力间接排放不再纳入全国碳市场管控范围背景

国际标准《温室气体核算体系》（GHG Protocol）把温室气体排放源分为三类，分别为范围一、范围二、范围三，前两者就是我们常说的直接排放和间接排放，在我国全国碳市场前两个履约期和7个区域碳市场中，两者均被纳入管控范围。

在这个前提下，为了更好促进电碳协同、拓展绿电应用场景，近两年陆续有区域碳市场尝试建立绿电与碳市场之间的衔接，允许企业在碳核算时将采购使用绿电部分碳排放记为零（如表1所示），这在国际上也是有权威标准支撑的，比如标准《温室气体排放核算体系范围二指南》（GHG Protocol Scope 2 Guidance，以下简称GHGP）中明确，带绿证的PPA、电证合一的绿证、电证分离的绿证部分电力碳排放可以计算为0（如表2所示）。

表1  区域碳市场绿电核减碳排放政策内容

资料来源：各区域碳市场配额分配方案，朗新研究院整理

表2  基于市场法的范围二排放算例

资料来源：世界资源研究所《温室气体排放核算体系范围二指南》

对于全国碳市场，2024年4月，生态环境局接连发布水泥、铝冶炼行业的温室气体排放核算指南的征求意见稿，并更新2021年电力二氧化碳排放因子，前者明确外购电力的碳排放可以扣除通过市场化交易购入使用的非化石能源电力消费量，后者则新增了不包括市场化交易非化石能源电量的电网排放因子，这一系列动作将全国碳市场向区域碳市场“看齐”的期望拉满，我国似乎即将进入电碳市场全面协同的新篇章。

然而，国家最新发布的《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》，却对碳市场碳核算范围进行了调整，即“重点排放单位因使用电力产生的二氧化碳间接排放不再纳入全国碳排放权交易市场管理范围”，通过使用绿电、应用新电网排放因子实现电碳市场衔接的路径被彻底切断。

碳市场政策调整原因分析

从碳核算角度来说，目前纳入全国碳市场管控的行业只有发电行业，取消电力间接排放履约可以简化发电行业MRV程序。生态环境部表示，对于发电企业来说，其间接排放占直接排放总量比重不足0.1%，纳入碳市场管控所发挥的减排效果有限，但显著增加了报告、核算、核查的工作负担与监管成本。

从市场逻辑角度来说，本次调整还可以从以下几方面进行分析：

其一，避免“双重追责”。过去，我国发电企业上网电价和终端用户电价基本都执行政府定价，碳成本无法从发电侧顺畅传导给用户侧，相当于减排责任全部由发电企业承担。通过将间接碳排放纳入碳市场，可以让电力消费端也承担一部分碳减排责任。这种模式会导致“一次排放、两次付费”，可以说这是在我国电力市场化程度不高情况下的一种碳价传导过渡选择。虽然国际标准GHGP明确绿电绿证可以核减碳排放，但并非是应用于碳市场机制中。

其二，与国际主流碳市场接轨。目前欧盟碳市场等国际主流碳市场仅将直接排放纳入管控，本次调整使得国内外市场在管控范围上能够达成一致，有助于推动多市场间的互联互通。

其三，避免绿电绿证价格稀释碳市场价格。目前我国全国碳市场碳价在100元/吨上下浮动，此价格仅为欧盟碳价（碳期货）的1/5。长远来看，我国碳市场价格会和其他碳市场一样，随着配额不断缩紧、碳减排边际成本不断上升而不断提高。而绿证由于可再生能源规模化发展以及前些年的积累，叠加应用场景不多、需求不足，其价格长时间处于较低价位，如果允许使用绿电绿证核减碳排放，相当程度上会冲击碳市场价格，因此在我国区域碳市场，即便尝试将购买消费绿电的相关碳排放核算记为零，也会限制其比例或规模。

碳市场政策调整影响分析

首先，长期来看，区域碳市场管控范围将与全国碳市场保持协同调整。一方面是保持碳市场政策的一致性，另一方面也是考虑我国各地区电力市场化改革进程加快，传统化石能源发电企业能够将碳成本反映在电价中并顺利传导到终端消费用户，引导用户使用绿电，届时区域碳市场也会逐步剔除对间接碳排放的管控。

其次，重点排放单位绿电购买动力减弱，CCER需求上涨。一旦间接排放被我国碳市场剔除，重点排放单位的减碳渠道将会减少，企业无法通过购买绿电来降低碳排放核算，因此会将更多关注点放在优化生产工艺等方面来减少直接排放。相应地，企业绿电购买需求会减少，同时也会带动其竞争品CCER的需求量上涨。

最后，可再生能源电力消纳责任将进一步压实到企业层面。碳市场政策调整后，可再生能源消纳与碳市场的衔接减弱，我国可再生能源电力消纳责任权重将会进一步分解落实到重点行业企业。2024年8月2日，国家在《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》中，首次新设行业（电解铝）绿色电力消费比例目标，要求其以绿证核算完成情况。

我国未来电碳协同趋势分析

综上，未来我国碳市场会与国际主流碳市场逐步接轨，成为仅针对企业直接排放的碳管控机制，这也意味着我国的碳排放管控体系将更加精细化、精准化。而如何推动间接排放的减少，需要多从拓展绿电绿证应用场景、提升绿电绿证消费需求等方面考虑。

由于我国碳管控、可再生能源消纳机制等主要是在吸收欧洲和美国的政策和经验基础上，结合我国现阶段能源转型特点建立起来的，可以通过分析欧美实践来研判我国未来电碳协同发展趋势。

（一）欧盟通过建立碳关税、碳足迹等补充机制管控间接排放

欧盟建立碳边境调节机制（CBAM）和产品碳足迹机制作为碳市场的补充机制，为电碳协同预留了空间。例如，CBAM对水泥、电和化肥的核算范围包括直接排放和间接排放，允许出口企业采用直接签署购电协议（PPA）和直供电的方式抵减碳排放，减少碳关税；《电动车电池碳足迹计算规则草案（征求意见稿）》认可“国家平均电力消费组合”和“直连电力”两种方式，企业可以通过绿电直供来降低电力碳足迹核算。

资料来源：欧盟委员会

《欧盟以外设施经营者实施碳边境调节机制（CBAM）的指导文件》

资料来源：欧盟委员会

《Methodology for calculation and verification of the carbon footprint of electric vehicle batteries》

在促进可再生能源消纳方面，欧洲主要依靠较为完善的电力市场实现碳价的传导，以市场化的方式推动用户采购消费绿电。据统计，欧盟碳市场管控的发电企业可以将79%～95%的碳排放成本转移到电价中。

（二）美国围绕碳管控和促进可再生能源消纳分别设立相关机制

在碳管控方面，美国参考欧盟设计了美版碳关税雏形，其规定以美国产品的平均碳排放水平为基准，对碳排放水平高于基准线的产品征收碳税，基准线的计算覆盖直接排放和间接排放。该机制同时适用于进口及美国国内产品，可以说是碳定价和碳关税的结合体，主要是为了弥补美国没有统一碳排放交易体系的缺陷。

表3  进口产品碳含量确定方式

资料来源：《清洁竞争法案》（CCA），朗新研究院整理

在促进可再生能源消纳方面，美国建立了一种基于配额制度的绿电交易强制市场，即可再生能源配额制（RPS），其要求电力供应商（售电公司）的绿电供应量在规定期限内必须达到一定比例，即售电公司的供给结构中必须包含一定比例的可再生能源，不能按时履约的责任主体将会受到相应的惩罚。截至2023年12月，美国已有10多个州要求当地的售电公司在2050年前，须实现所销售电力完全来自于可再生能源。

资料来源：2023年12月更新

（三）我国电碳协同未来趋势分析

区域碳市场短期内继续执行绿电核减碳排放。为了促进本省绿电消费，推动可再生能源发展，区域碳市场预计仍将保留碳市场间接碳排放和绿电核减碳排放机制。2024年7月，在国家发文全国碳市场不再将电力间接排放纳入管控范围后的8月到9月，天津发布的年度碳配额分配方案中仍然允许绿电使用部分碳排放记为零，而深圳、重庆也在最新方案中放开了相关口子。

碳排放核算体系将加快建设。从欧美碳关税机制内容来看，碳核算是否准确会实质性影响企业的“真金白银”。未来碳核算将是我国一项重点工作，从近期政策中也能看出国家的相关规划。2024年10月23日，国家发展改革委发布《完善碳排放统计核算体系工作方案》，再次强调到2025年发布实施一批行业企业碳排放核算标准，基本建成国家温室气体排放因子数据库，并要求研究完善电力平均排放因子核算方法和“电-碳分析模型”等。

完善碳足迹等间接排放管控机制。碳足迹属于碳管控体系的核心机制之一，也是应对国际绿色贸易壁垒的重要政策工具。对于绿电绿证在碳足迹方面的应用，国家也做出了明确表态，比如《完善碳排放统计核算体系工作方案》提到“强化绿色电力证书在重点产品碳足迹核算体系中的应用”；国家能源局答复绿电绿证相关提案时，也提到将推动绿证在碳足迹管理应用中发挥更大作用。

进一步分解落实可再生能源消纳责任。当前我国可再生能源消纳责任仅落到省级电网层面，尚未分解落实到控排企业和售电公司。虽然一些省份已经出台了相关政策，给重点控排企业和售电公司增加了硬性的绿电消费或代理采购比例，但考虑疫情以来的经济发展需求并未严格执行。如今电碳市场之间的衔接探索被终止，可再生能源消纳场景扩展渠道受限，后续各省份将充分考虑平衡经济发展与碳减排需求，适时下放可再生能源消纳责任。

结语

绿电市场与碳市场衔接路径被中断，侧面证明我国电力市场化改革已经进入新阶段，对于未来我国在推动电碳协同、拓展绿电绿证消费需求、促进可再生能源消纳和发展方面会有什么进一步举措，笔者将保持关注，也期待与各位读者一同探讨。