当前我国电力市场和碳市场仍处于独立运行状态，二者促进“双碳”目标实现的协同合力尚未形成。“电-碳”市场在参与主体、价格影响、交易品种等方面存在关联，但两大市场在市场建设进程、配额考核目标等方面协同性不足，需要相应完善“电-碳”市场相关机制。
一、我国电力市场与碳市场发展现状
电力市场通过大范围资源优化配置促进能源电力高效率利用和可再生能源高比例消纳，碳市场则通过碳排放权交易推动全社会以最低经济成本实现二氧化碳最大减排，“电-碳”两大市场在服务“双碳”目标上具有一致性。今年以来，碳市场由部分试点转为全国运行，电力市场中绿电交易正式上线，两大市场关联性进一步凸显。
（一）“电-碳”市场运转情况
电力市场方面。近年来，我国已基本建成以中长期交易为主、现货交易发挥重要作用的电力市场体系，电力市场的能源资源优化配置作用持续彰显，尤其是通过完善跨省区交易、电力辅助服务等市场机制，很好地促进了可再生能源消纳。当前风电、光伏等新能源主要按优先发电方式获得收益，电力市场仍以火电等常规电源参与为主。“双碳”目标下，可再生能源消纳责任考核不断加码，推动风、光等新能源发展进一步提速，新能源参与电力市场交易步伐将加快。电力市场为落实可再生能源消纳责任提供了主要市场环境，尤其是近期国家在电力中长期市场框架下启动了绿色电力交易试点，为电力用户直接使用绿色电力提供了新渠道。全国首批绿电交易共17个省259家市场主体参与，交易电量达79.35亿千瓦时。
碳市场方面。2011年国家在北京、天津、上海、重庆、湖北（武汉）、广东（广州）、深圳等省市启动碳排放权交易试点，首次明确碳市场交易规则。碳排放权交易把二氧化碳排放权作为商品进行买卖，纳入碳减排的企业会分配到一定的碳排放配额，企业实际碳排放小于配额的结余部分，可作为碳排放权在碳市场出售；企业实际碳排放大于配额的超排部分，则需购入相应的碳排放权或国家核证自愿减排量（CCER）〔1〕。试点碳市场建设以来，电力、钢铁、水泥等20余个行业近3000家重点排放企业参与碳市场，累计成交量约4.3亿吨、成交额近100亿元。在试点基础上，2017年12月全国碳市场启动建设，2021年7月正式上线交易，发电行业作为全国碳排放最大行业（碳排放占比超过40%）首批纳入，涉及2225家发电企业，后续钢铁、水泥、电解铝等高耗能行业也将逐步纳入，碳市场覆盖范围不断扩大。
（二）“电-碳”市场相互关联
参与主体方面。当前电力市场参与主体包括发电行业、电力用户以及售电公司；碳市场参与主体仅包括发电行业，后续钢铁、水泥、电解铝等高耗能行业也将陆续进入，电力市场和碳市场覆盖主体范围日趋重叠。
价格影响方面。从发电侧看，火电企业在碳市场购买碳排放权将增加生产成本，并通过电力市场将成本向电力用户传导，最终反映在电价上；从用电侧看，绿电具有零碳特征，用户在电力市场购入绿电后其碳排放量将减少，从而降低碳排放权购买需求，抑制碳价上涨。
交易品种方面。从发电侧看，风、光等新能源发电企业既可以选择在电力市场参与绿电交易出售绿色电量，也可以选择在碳市场参与CCER交易出售碳减排量，而绿色电量和碳减排量具有换算关系，出售绿色电量就相当于出售了碳减排量；从用电侧看，不论用户在电力市场购入绿色电量还是在碳市场购入CCER碳减排量，均能达到碳减排目的，电、碳两大市场通过新能源相关品种可实现交易互通。
二、“电-碳”市场协同发展主要问题
从国外能源转型实践看，“电-碳”市场协同发展在推动能源清洁发展、应对气候治理、优化资源配置等方面作用显著。“双碳”目标加快实现背景下，我国电力市场和碳市场协同推动能源清洁低碳转型的需要日益迫切，然而当前电力市场和碳市场仍相对独立运行，发展协同性亟待提高。
市场建设模式及进程不一致。一方面，碳市场采用全国统一市场模式，而电力市场采用“统一市场、两级运作”模式，且各省级电力市场在建设进程、实施方式上有所差异，导致电力市场与碳市场衔接存在壁垒。另一方面，电力市场主体涉及发电、用电等多个行业，以及售电公司等主体；而碳市场参与主体仅包括发电行业以及钢铁、水泥等高耗能行业，电力市场中的其他行业、售电公司等主体能否参与碳市场尚未明确。
市场配额考核目标不衔接。当前碳市场和电力市场分别由不同的政府机构负责管理，电、碳两大市场配额考核目标衔接性不足。主要表现在，一方面碳市场配额主要依据历史排放量、实际产出水平以及技术进步带来的排放强度变化等因素确定；另一方面，电力市场参与主体承担的可再生能源电力消纳责任权重则主要依据新能源发展规模、电网消纳水平、电源结构等因素确定。同时，碳市场配额对各市场主体进行差异化考核，而可再生能源电力消纳责任权重设定暂未考虑各主体差异性，不利于推动高耗能高排放等主体承担更高的消纳责任权重。
电力碳排放核算方法待完善。按照现行温室气体排放核算方法，行业碳排放包括化石燃料燃烧排放、工业生产过程排放、购入使用的电力热力排放以及固碳产品隐含排放。其中：用户购入电力按照省级电网统一碳排放因子核算碳排放量，由于未考虑用户购入电量中绿电比例差异，采用统一折算因子无法真实反映用户碳排放水平。以华东某外向型企业为例，年购入电量1亿千瓦时，为增强国际竞争力，其绿电购入比例达30%，明显高于当地可再生能源电力消纳责任权重，则按统一折算因子核算，该企业购入电力对应的碳排放量为79.21万吨/年〔2〕，而该企业由于购入高比例绿电，其购入电力对应的实际碳排放量仅59.71万吨/年〔3〕。
碳价向电价传导难度大。火电企业通过技术改造或在碳市场购买碳排放权，均将带来碳减排成本。当前全国碳市场碳价水平在40~50元/吨左右（折算为度电成本约0.05元/千瓦时），明显低于国际水平，随着碳市场配额分配日趋收紧，全国碳价将呈上涨趋势。欧盟碳市场碳价向电力市场传递率在0~1之间，我国电力市场化程度不及欧美，碳市场刚刚起步，碳价向电价传导更为困难。电力富余时，火电企业通常采用报低价策略，电价难以反映碳价成本；电力紧缺时，火电企业通常报高价来传导碳减排成本，从而推动电力用户更倾向于购买绿电。同时，火电企业难以向居民、农业等保障性电力用户传导碳价。面对碳价传导困难，火电经营效益将进一步下滑，从而降低系统发电容量充裕性，电力供应保障面临更大挑战。
绿电和CCER交易衔接机制不健全。电力市场中的绿电交易和碳市场中的CCER交易相对独立，风、光等新能源发电企业既可参与绿电交易，也可参与CCER交易，而当前绿电交易和CCER交易衔接关系尚未明确，新能源发电企业可在两大市场同时获利。同时，《碳排放权交易管理办法（试行）》将CCER交易的碳减排抵消比例限制在5%，抵消比例过低不利于提高用户消费绿电积极性。
三、“电-碳”市场协同发展完善思路
立足实现“双碳”目标，加快“电-碳”市场协同发展，需要政府层面持续完善“电-碳”市场相关机制，不断夯实“电-碳”市场协同发展、同向发力的政策基础。
“电-碳”市场建设进程上，充分考虑电力市场建设进度和模式差异，强化碳市场顶层设计，持续完善市场覆盖范围、总量目标和配额分配等制度。逐步将高耗能、交通运输等行业以及售电公司等主体纳入碳市场，确保电、碳两大市场参与主体范围更加一致。加强碳市场与电力市场交易平台的互联互通和信息共享，支撑电、碳市场协同运转。
“电-碳”市场配额目标上，健全碳排放配额和可再生能源消纳责任权重总量设定方法，既要充分考虑产业结构升级和节能技术进步带来的碳排放强度变化，又要精准考量绿电消费增加带来的碳减排贡献。加快推动各市场主体承担的可再生能源电力消纳责任权重差异化设定，对高耗能、高排放等主体设置更高权重，依托两大市场共同推进能源电力清洁化发展。
“电-碳”市场考核规则上，加快建立统一规范的碳排放统计核算体系，依托电力市场交易区分用户的绿电消费量和化石能源电力消费量，充分体现绿电零碳特征，确保碳排放考核更加精准。明确绿电对应的碳减排量全额纳入碳市场配额核减，促进市场主体积极参与电力市场绿电交易、加大绿色电力消费，通过电力市场中的绿电交易建立“电-碳”市场相互促进的纽带关系。
“电-碳”市场价格机制上，健全以新能源为主体的新型电力市场体系，探索建立体现容量备用价值的电力容量市场，形成容量补偿机制；新增转动惯量、爬坡等辅助服务新品种，依托绿电在两大市场中的环境价值探索能源转型成本疏导新路径。健全碳价发现机制和价格传导机制，推动保障性用户承担的碳减排成本，通过电价附加等方式向用户合理传导，确保全社会碳减排成本传导范围覆盖全部用户。
“电-碳”市场交易品种上，明确风、光等新能源发电企业参与电力市场中绿电交易和碳市场中CCER交易的衔接关系，取消绿电和CCER交易碳减排抵消比例限制，合理设计绿电和CCER交易的互认抵扣机制，推动电力市场中绿电交易的碳减排信号向碳市场传导，实现碳价和绿电环境价值互动互促、均衡发展。
〔1〕CCER:在我国境内实施的可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目对应的温室气体减排量。
〔2〕按照华东电网排放折算因子0.7921tCO2/MWh计算。
〔3〕根据生态环境部发布《省级二氧化碳排放达峰行动方案编制指南》，煤电排放因子取0.853tCO2/MWh。
