两个市场价格传导机制不完善

我国电力市场处于计划向市场转型期，碳价和电价短时期内难以有效传导，两个市场建设需要统筹考虑相互影响和制约因素。

美国、欧盟等发达国家的电力市场相对成熟，电厂生产所增加的碳成本可以通过市场进行传导，继而实现优化电源结构与盈利模式、改善电力用户的用电习惯、促进技术进步和完成碳排放目标的目的。

我国电力市场和碳市场都在建设完善中，且电力市场在一段时期内仍存在计划与市场“双轨制”，碳价与电价传导机制还不完善。

因此，两个市场在政策设计、推进进程、衔接机制等方面需要统筹考虑。

火电发挥重要的连接作用

目前我国火电发电量仍占60%以上，火电在碳市场和电力市场中的比重都很大，火电在一个市场中的运营情况会直接影响到另外一个市场。

欧美等发达国家电力需求增长平缓，50%以上的煤电机组服役时间超过30年，在减碳要求下自然退役。

而我国电力需求仍在增长，电力行业还要承接交通、建筑、工业等部门电气化带来的减排任务，需要煤电在保障电力可靠供应和提供系统灵活性等方面继续发挥作用。

此外，我国煤电机组平均服役年限12年，大规模提前退役将带来巨大的搁浅成本。我国碳市场建设需要针对以上情况进行特殊考虑和专门设计。

碳市场扩容将促进电碳耦合

未来，钢铁等其他行业纳入碳市场后，我国在企业碳核算时会纳入使用电力所产生的间接碳排放，用电量和用电结构对碳排放量核算结果产生直接影响，因此“电-碳”市场耦合度更高。

CCER 重启将吸引更多资金流入可再生能源项目，从而扩大绿电的市场规模，激发绿电市场活力和绿证消费需求。相较于绿证，CCER 不限制交易次数，让控排企业有更多的履约选择，也可以满足其他市场主体的差异化绿色消费需求。

国外碳市场主要涵盖化石燃料燃烧等产生的直接排放，我国碳市场不仅涵盖化石燃料燃烧产生的直接排放，还涵盖使用电力、热力等产生的间接排放。其中，用电碳排放由用电量乘以对应电网平均排放因子得出。

因此，控排主体的用电量和用电结构均会影响排放核算结果。

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、削弱。

一是碳配额分配空间及行业基准线设定“适度宽松”，给电力行业留足转型时间。兼顾煤电作为近中期主力电源和托底保供的支撑作用，充分考虑煤电减碳、降碳技术发展进程，配额分配不宜过紧，要实现平稳转型、安全降碳。

二是要充分满足应急保障电源排放需求，对应碳排放配额“宜免则免”。对于承担应急保障、关乎电力系统安全稳定的关键火电机组，应当给予充足的碳排放配额或不再纳入强制控排范围。

可通过畅通“电-碳”市场价格传导链条，促进碳成本在全社会不同行业的分摊疏导，引导全社会节能降碳。

一是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。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。

二是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。

三是创新“电-碳”市场主体的利益共享机制，统筹涉碳资金再平衡，形成良性循环和激励。新能源通过参与绿电交易、国家核证自愿减排量（CCER）交易获得额外收益，“反补”火电提供的辅助服务成本，而火电企业所获收入对冲碳成本增加。通过“电-碳”市场联动，既促进新能源消纳，又引导火电向灵活调节资源转变，形成良性循环。

目前，电力市场和碳市场建设分别由不同的国家部委负责推进，在实际工作中需加强政策协调。

一是增强两个市场在目标任务、建设时序、引导市场主体行为改变等方面的一致性。两个市场要围绕“双碳”目标、能源转型“同一命题”系统谋划政策体系、一体化推进市场建设,在推动煤电结构优化、煤电功能转换及促进低碳投资等方面形成合力。

二是推动电力行业控碳、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。绿证对可再生能源电力全覆盖后，要协调好可再生能源配额制、绿证交易和CCER交易之间的衔接关系，要避免重复激励和考核。

我国绿电交易试点已顺利起步，绿电的环境价值需要在碳市场被认可，以提高用户购买绿电的积极性。

一是探索绿证作为用户侧间接碳排放核算的凭证。控排企业购买了绿色电力，在其碳排放量核算中，以绿证为凭证，仅计算扣除绿色电量部分的用电碳排放，实现碳市场的协同增效作用。

二是探索CCER和绿证两个体系的信息联通。政策已经明确提出绿证对可再生能源电力全覆盖，CCER也将于年内重启，如何实现CCER和绿证两个市场的信息互通至关重要，例如绿证可为CCER项目发电量、减排量核证提供凭证。