国务院办公厅近期印发的《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》（以下简称《方案》）提出，加快建立产品碳足迹管理体系，制定产品碳足迹核算规则标准。制定发布产品碳足迹量化要求通则等国家标准，对产品碳足迹核算原则、核算方法、数据质量等明确统一要求。《方案》明确，按照急用先行原则，聚焦电力、燃油、钢铁、电解铝、水泥、化肥、氢、石灰、玻璃、乙烯、合成氨、电石、甲醇、煤化工、动力电池、光伏、新能源汽车、电子电器等重点产品，组织相关行业协会、企业、科研单位等制定发布产品碳足迹核算行业标准或团体标准。

　　在业内人士看来，构建电力行业碳排放统计核算体系、产品碳标识认证制度、产品碳足迹管理体系等至关重要。随着电气化水平提升，电力间接碳排放正逐渐成为不同主体的主要排放源，目前我国上市企业碳足迹总量中超过一半来自电力消费。《方案》具体要求的提出，意味着我国电力市场、碳市场、绿证市场将会得到有效衔接。

　　■■ 电—碳市场流畅衔接至关重要

　　《方案》的发布，将有效促进电—碳—证市场协同机制衔接。清华大学能源互联网创新研究院许庆宇认为，电力市场、碳市场、绿证市场的流畅衔接是优化系统资源配置、合理传导转型成本、提升政策经济效率的重要条件。我国电力市场已基本形成了功能相对完善、理论基础扎实，具有中国特色的电力市场体系，正稳步推进全国统一电力市场体系建设进程。中国碳市场覆盖范围初期仅覆盖火电行业，正逐步扩大到电解铝、水泥等行业覆盖范围。绿证已经实现全覆盖，并且成为电力环境属性的唯一凭证。

　　一位不愿具名的业内专家认为，电力在碳排放统计核算体系建设中愈发重要。电力部门是全球最大的温室气体排放部门，从电力生产侧和消费侧两端开展碳排放核算与控制是国际通行做法。从生产侧来看，实测法和计算法是国际电力生产侧碳排放核算的主要方式，实测法在我国尚作为辅助手段。从消费侧来看，终端消费侧用户使用电网传输的同质化电力，很难追溯到电力来源，通常采用电力排放因子、电力碳足迹等电碳因子核算，是国际电力消费侧碳排放核算的主要方式，不过，实时计量法尚处于研究探索阶段。

　　四川省环境政策研究与规划院能源与气候变化研究中心工程师向柳接受《中国能源报》记者采访时表示，能源活动是全社会碳排放的主要来源，强制碳市场目前仅纳入火力发电行业，一定程度上说是一个电—碳市场。可再生能源电力是比较低碳的能源，光热发电、海上风电的减排方法已纳入自愿碳市场体系。发电、用电会涉及碳排放量、减排量问题，这是两个市场关联的基础。从强制碳市场看，工业行业纳入后，衔接重在不同用电类型排放量的计算，绿电一般按零排放处理，问题是如何识别和认定电力的环境属性以及不同区域的差异和公平性。

　　“从自愿碳市场看，争议的关键是减排价值重复计算、证电分离、国际衔接等问题，纳入减排项目如何在绿电绿证市场标识和处理值得进一步探讨。”向柳说：“电—碳市场要衔接已是共识，应加强技术路径探讨，尽快转化为政策要求，促进不同类型市场良性互动发展。”

　　■■ 电—碳协同是关键

　　采访中，业内人士均认为，虽然电—碳—证协同发展已成为共识，但仍有一些关键问题值得探讨。

　　首先是间接排放不再纳入全国碳市场后，电—碳市场协同的紧密程度如何。近期《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案（征求意见稿）》、水泥、电解铝两个行业的企业温室气体核算与报告、核查技术指南等政策文件，进一步明确了未来全国碳市场暂不考虑将间接排放纳入管控。绿电绿证和全国碳市场的衔接关系减弱。但电—碳市场仍需紧密协同，发电企业依旧是两个市场共同的主体。两个市场在市场空间、市场价格、市场机制等方面都需协同。

　　其次是电—碳价格协同促进能源转型问题。“我国中长期交易电价存在‘基准价上浮20%’的价格上限，且交易量占比在90%以上。在前些年煤价较高的情景下，多数省份（地区）在中长期交易中按照‘基准价上浮20%’的上限价成交，几乎没有为碳价传导预留空间，碳价难以通过电价有效传导。”国网能源研究院高级专家杨素向《中国能源报》记者坦言，去年以来煤炭价格逐渐走低，发电企业在现货市场、中长期交易报价中已考虑碳成本，实现了一定程度的电—碳价格传导。但长期来看，碳市场配额收紧和有偿拍卖机制的引入，导致发电企业碳成本传导可能存在困难。未来电价和碳价需要更大力的协同，在不同利益主体之间实现共赢，共同促进能源转型。

　　另外是全国碳市场扩容后电—碳市场衔接将产生新的问题。全国碳市场前两个履约周期只包含了电力行业。随着多个行业纳入碳市场，碳市场中电力行业与其他行业的关系、碳市场促进用电企业改变用能方式情况、对电力供需产生的影响等问题都需开展研究。

　　■■ 电—碳协同要明晰概念

　　谈及如何加强电—碳市场空间协同，杨素表示，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，应当合理划定电—碳市场空间，同频共振、相互促进，避免相互掣肘。碳配额分配空间及行业基准线宜设定“适度宽松”，给电力行业留足转型时间。此外，在确保充分满足应急保障电源排放需求的前提下，其对应的碳排放配额可采取“宜免则免”原则。经过两个履约周期，发电行业配额已经逐渐收紧，未来新的行业纳入后，配额分配时需考虑行业间的公平性问题。

　　谈及如何进一步促进电—碳价格协同，杨素建议，探索建立与碳市场价格联动的燃煤发电市场交易价格上限浮动机制，合理体现发电成本与减排成本，保障火电机组合理收益；对于尚未进入市场化交易的电力资源，有必要专门制定一套碳价传导机制。对于未市场化电量需要单独设计碳价传导机制。引导火电企业在辅助服务市场、容量市场等获得更多收入，弥补其碳排放成本。

　　许庆宇对《中国能源报》记者表示，电—碳市场协同发展，要明晰概念，分析主次矛盾。明晰概念是指明辨“碳市场”和“碳足迹”这两个不同的概念。碳市场控碳排放源头，通过强度控制激励源头提高效率，但无法提供把火电逐步挤出市场的强劲动力；碳足迹计量分配用户应该承担多少碳责任，是末端的事，也是未来绿电绿证的消费动力之一。主次矛盾方面，电碳协同在两个“碳”中，主要矛盾更多在“电碳足迹协同”。“电碳足迹协同”的发力点主要是在电碳足迹计量和电力碳排放因子方法学上：横向对比，我国的机制相对世界发展方向相对落后，纵向对比，我国数据更新频次远落后于我国快速发展的新能源装机步调，绿证也没有合理机制能够抵消碳足迹。

　　“电—碳市场协同发展，需要摆正碳市场和绿证市场的关系。”许庆宇分析，全国碳市场在推动火电的高效转型方面发挥了积极作用，但单靠它并不能成为新能源替代火电的主要推动力，这一推动力应源自绿证市场的需求增长。随着绿电购买量的增加，在总负荷增长不快的情况下，火电的比重自然会有所下降。为此，未来需要着重做好两点：一是迅速构建可再生能源消纳的指标分解体系及其对应的绿证履约机制；二是建立绿证对碳足迹的抵扣机制。