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碳市场是我国推进“双碳”目标、加快构建新型能源体系的重要市场化工具。本文基于对近期全国碳市场建设的政策动向分析，提出加快经济社会发展全面绿色转型背景下推进碳市场建设的相关思考。
近期全国碳市场政策动向
2024年以来，利“碳”政策密集出台，碳市场建设扩容提速。
一是全面深化改革的顶层设计提出加强碳市场建设。《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》提出要健全绿色低碳发展机制，建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制；构建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，健全碳市场交易制度、温室气体自愿减排交易制度，积极稳妥推进碳达峰碳中和。2024年《政府工作报告》提出提升碳排放统计核算核查能力，建立碳足迹管理体系，扩大全国碳市场行业覆盖范围。《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》提出构建系统完备的碳排放双控制度体系的各项工作任务，要求建立健全地方政策制度和管理机制，与全国碳排放权交易市场有效衔接；完善全国碳排放权交易市场调控机制，逐步扩大行业覆盖范围，探索配额有偿分配机制。《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出健全绿色转型市场化机制，推进全国碳排放权交易市场和温室气体自愿减排交易市场建设，健全法规制度，适时有序扩大交易行业范围，完善绿色电力证书交易制度，加强绿电、绿证、碳交易等市场化机制的政策协同。
二是国家部委的具体部署强调不断完善碳市场相关机制。生态环境部发布《企业温室气体排放核算与报告指南 铝冶炼行业（征求意见稿）》《企业温室气体排放核查技术指南 铝冶炼行业（征求意见稿）》，提出规范铝冶炼行业的碳排放核算、报告与核查等具体要求，明确非化石能源电力间接排放计算方法，为后续全国碳市场纳入铝冶炼行业奠定了基础。随后，生态环境部发布《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（征求意见稿）》，该方案延续了配额免费、基准线法分配、机组范围与分类方式等机制，同时也对管控范围、履约年度、配额核定、修正系数、配额清缴和配额结转等方面进行优化，总体可归纳为“三调整两取消一新增”，即配额核定由“基于供电量”调整为“基于发电量”以提高配额核定精确性，“两年履约”调整为“年度履约”以提升配额管理精细度，调整配额分配修正系数以突出鼓励导向；取消发电行业间接排放管控以减少填报与监管工作量，取消配额预支机制以强化配额清缴规范；增加配额结转机制以增强市场交易活力。此外，水泥行业碳排放核算核查技术指南正在修改完善、有望在年内发布。
近期全国碳市场建设面临的形势
（一）煤电企业履约成本逐步升高
一是配额逐步收紧。由于配额核定由基于用电量调整为基于发电量核定，相较上一履约期，本期核定配额有所降低。据有关测算，2021、2022年度配额盈亏基本平衡，2023、2024年配额缺口率约为0.5%—1.0%。以云南为例，省内11家统调煤电企业2023年全年上网电量480亿千瓦时，按照新版配额方案的征求意见稿，配额缺口约654万吨。此外，拟发布的新版配额方案将履约期由两年缩短为一年，并取消了预支来年配额的规则，意味着煤电企业每年都将面临“真金白银”硬性履约，对煤电企业开展碳配额精细管理的挑战将进一步加大。
二是碳价持续上升。自全国碳排放权交易市场建立以来，碳价稳中有升，已从初始的48元/吨升至近期约87元/吨，期间一度超过100元/吨。同样以云南为例，按近期87元/吨碳价测算，碳市场履约成本达5.7亿元，折合到平均度电成本增加约1.2分/千瓦时。随着国家逐年收紧配额，煤电履约成本将进一步升高。
三是碳成本疏导机制尚不健全。当前，我国电力市场中成本由发电侧向用户侧的传导机制已初步建立，但相对而言，现阶段电价浮动区间仍然较小，随着碳配额逐步趋紧、碳价逐步走高，碳价向电价传导的价格空间可能会逐步耗尽。若碳成本未能有效疏导，可能加剧高排放煤电机组的经营困难。以云南为例，由于煤电企业普遍盈利困难，被迫长期掺烧低热值、高碳含量的劣质煤，也无力升级装备实现低排改造，若碳成本未能有效传导至电价，部分电厂可能陷入“越亏损越高碳、越高碳越亏损”的恶性循环。
（二）高耗能用户绿色消费意识不断提升
一是电解铝行业拟纳入全国碳市场。9月9日，生态环境部办公厅发布《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）》，拟从2024年度起，将水泥、钢铁、电解铝纳入全国碳排放权交易市场管理。以电解铝产能第一大省云南为例，云南2023年电解铝产量438万吨，耗电量611亿千瓦时，按电解铝电力排放因子0.5942吨二氧化碳/兆瓦时测算，其间接碳排放达3632万吨，电解铝行业经营生产必须考虑在碳市场中可能的履约成本。
二是绿电交易与碳市场有望实现初步衔接。铝冶炼行业两份公开征求意见稿提出，在计算实际排放时，通过市场化交易的非化石能源电力消费量对应的间接排放按零计算，实现了绿电交易与碳市场的初步衔接，推动用户绿电消费意识提升。近期云南各大电解铝企业已开始溢价购买绿电，带动绿电交易电量创历史新高，进而推高绿色电力环境溢价。通过不同市场间的供需关系博弈，有望逐步实现清洁能源发电企业与用能企业间的利益合理分配。
（三）清洁能源绿色价值转化尚存堵点
一是存量水电绿色价值尚未兑现。现阶段政策规定存量常规水电可核发绿证但暂不参与交易（随电量直接无偿划转），但该政策尚未实际落地，绿色电力交易范围尚未扩大至水电，造成用户购买存量绿色水电暂无法获得绿证，难以用于抵扣自身间接碳排放，常规水电绿色价值在碳市场中难以合理兑现。
二是跨省跨区外送清洁能源的绿色价值未充分兑现。当前，东部受端省份对跨省跨区外送绿电存在较大消费需求，然而当前跨省送电协议中缺乏绿电溢价有关约定，导致送端省份往往选择留存清洁能源电力以保障自身完成可再生能源消纳指标，跨省跨区外送清洁能源电力的绿色价值未充分兑现。
三是绿证绿电市场与碳市场的协同不足。绿电绿证和碳市场具有目标一致性，然而现阶段市场衔接不足，绿色电力价值难以全面在碳市场中体现，并可能导致重复计算，影响我国绿色权益资产在国际市场上的认可度和可信度。
对全国碳市场建设有关思考和建议
一是稳步推动高耗能用户入市。碳市场是我国服务“双碳”目标，加快推动经济社会发展全面绿色转型的重要市场化工具，扩大全国碳市场行业覆盖范围，推动高耗能行业入市是大势所趋。电解铝、钢铁、水泥等高耗能行业符合生态环境部“优先纳入碳排放量大、产能过剩严重、减污降碳协同效果好、数据质量基础好”的扩容原则，电解铝成为首个扩容行业有其合理性及必然性。
二是加强煤电企业碳履约成本疏导。在当下及未来较长一段时期，煤电仍是保障电力安全稳定供应、支撑新型电力系统建设不可或缺的“压舱石”。当前碳市场抬高了部分省区煤电企业的发电成本，一定程度上也抬高了煤电发挥基础保障作用的成本，需要结合各省区煤电企业的实际经营现状，因地制宜出台政策疏导碳成本、改善经营状况，助力煤电企业尽快完成低碳化改造，推动其尽快向系统调节型电源转型，更好发挥基础保障作用。建议不断完善容量电价机制，因地制宜核定容量电价，加大煤电企业保障电力供应、参与系统调节的激励力度，为煤电企业提供碳排放成本市场化疏导途径。
三是推动绿色价值合理兑现。按照《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》要求，加快健全完善绿色电力证书交易制度，研究出台绿证、绿电支持政策及存量水电绿证划转机制，完善绿证碳排放抵扣配套机制。试点推动可再生能源消纳责任落实到重点行业企业，引导重点用能企业开展化石能源消费预算管理，并对超出预算部分通过购买绿电进行抵消，实现可再生能源溢价与控排企业抵碳排放配额的合理转化。在后续跨省跨区送电协议中，也应充分考虑清洁能源送出省区的绿色电力环境溢价，合理兑现跨省跨区输送清洁能源电力的绿色价值。
四是推动不同市场协同发展。绿证、绿电与碳市场协同不足可能导致环境效益资产供需关系错配、重复计算、国际认可度不足等问题。建议探索建立跨部门电碳协调工作小组，充分发挥绿证作为可再生能源电力环境价值交易唯一标的属性，积极探索绿电绿证参与碳市场交易路径，推动不同市场更好衔接，打通系统间数据交互，避免绿色价值的重复性计算。推动绿电抵扣间接碳排放有关政策落地，实现绿电绿证和碳市场的有效衔接。
（云南电网公司毛正东、伞晨峻、张洪程、吴洋，南方电网公司政策研究部魏俊杰、卢智、周杨、高海翔对本文有贡献）
编辑 黄燕华
审核 姜黎
