来源：环球零碳
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9月9日，生态环境部办公厅印发《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）》。在温室气体管控范围方面，只提出“化石燃料燃烧、工业过程等产生的直接排放”。这也就意味着企业用电等间接排放被排除在外。
对于这个变化，一些机构惊呼“碳电联动化为泡影”，绿电在全国碳市场的作用将会减弱。
持这种观点的人，只能说理解太过狭隘。电力行业之外的其他新纳入碳市场的行业剔除间接排放，甚至最近陆续出台的政策，规定在绿电和绿证，以及绿证与CCER的环境权益“二选一”的规定，既是与国际接轨，避免重复计算的必要之举，更重要的是，国家有更深层次的考虑，电力和碳市场统一市场建设才是重头戏。
如果将碳电联动比作一盘大棋，绿电扣减碳排放只是一颗棋子罢了。
01
全国碳市场剔除“间接排放”
从全球来看，电力行业都是能源消耗和碳排放大户。
来源：Alamy Stock Photo电力行业二氧化碳排放量占全球化石燃料燃烧二氧化碳排放总量的三分之一以上，占我国二氧化碳排放的40%以上，是推动能源绿色转型和实现“双碳”目标的首要领域。
从“双碳”战略实施看，电力是碳市场中的关键角色。所以在2021年全国碳市场启动的时候，电力企业第一个纳入碳市场，而且电力企业的碳排放管控范围既包括化石燃料燃烧、工业过程等产生的直接排放，也包括电力等间接排放。
除了电力行业，按照当初的制度设计，绿电的减排作用，可以在冶炼等高能耗行业发挥作用。
扣减绿色电力排放始于地方碳市场。2023年，天津、北京、上海等地先后出台了碳排放核算“绿电计为0”的新政，区别在于天津既认绿电又认绿证、北京只认绿电、上海只认省间交易绿电。
全国碳市场曾经也拟出台绿电扣减政策。2024年3月，生态环境部办公厅印发的《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）》，提出“通过市场化交易购入使用的非化石能源电力消费量，间接排放按0计算”。
但2024年9月，生态环境部办公厅正式印发的《企业温室气体排放核算与报告指南 铝冶炼行业》，并未对间接排放做出要求。
也就是说，全国碳市场的绿电扣减政策只是在很短时间内存在，并未真正实施。如果仅从这个层面上说，碳电就没联动过。
碳市场剔除间接排放，旨在与国际接轨，欧盟等成熟碳市场也仅管控直接排放。《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》提出“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”。紧接着《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》进一步明确了只对直接排放进行管控。
02
环境效益重复计算的“症结”与“药方”
电力是绿色电力市场与碳市场的共同标的，但二者分别由能源和环保部门主管，两个市场独立运行带来了重复计算问题，体现在两个方面：
一是供给端，企业发出的绿色电力既能以绿电、绿证的形式在电力市场交易，还能将项目产生的减排量在碳市场交易，存在“双重获益”；
二是消纳端，区域使用的绿色电力既是可再生能源消纳责任的履行替代和能耗双控指标核算的扣减项，又拉低了电力碳排放因子，存在“双重折算”。
先说供给端，绿证与自愿减排的重复获益问题。
虽然碳配额对纳入行业进行了强约束，但全国碳市场目前只有电力行业，2024年将水泥、钢铁、电解铝纳入管控后，也就圈定了八大重点行业（发电、钢铁、建材、有色、石化、化工、造纸、航空）的一半，何况还有千行百业游离在外呢。自愿减排就不一样了，不仅碳排放权交易行业可以参与，八大重点行业可以参与，其他行业都有可能“牵涉其中”。
注：备案的自愿减排量（万tCO2e），引自中创碳投
为了解决绿证与自愿减排项目（CCER）的重复获益问题，有关部门进行了制度设计。
比如在市场方面，伴随我国风光发电开发利用技术的进步和投资成本的降低，光伏发电、陆上风电等已不符合额外性（没有碳资产收益很难进行）要求，很难拿到CCER的入场券，也就被“分流”到绿证。
政策方面，2024年8月，国家能源局综合司、生态环境部办公厅联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》，明确提出“避免可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益”，深远海海上风电、光热发电项目只能在绿证与CCER之间“二选一”。
再说消纳端，绿电减排效果的重复折算，核心是“电力排放因子”。
很长一段时间，我国的电力碳排放因子包括火电、水电、风电、核电、太阳能发电等所有电力类型发电量，没有扣除市场化交易的非化石能源电量，被叫作“全国电网平均排放因子”。
直到2024年3月，生态环境部办公厅《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）》剔除市场化交易的非化石能源电量，规定“电力排放因子采用0.5942 tCO2/MWh”。
4月，生态环境部、国家统计局联合发布《2021年电力二氧化碳排放因子》，包括三种口径：全国电力平均二氧化碳排放因子（0.5568kgCO2/kWh），全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量，0.5942CO2/kWh）以及全国化石能源电力二氧化碳排放因子（0.8426CO2/kWh）。
在扣除市场化交易的非化石能源电量之前，区域、企业一直享受着“二次折算”。
从区域看，2017年2月开启的绿证制度，最初是为了替代可再生能源补贴，2019年5月成为可再生能源消纳责任的履行替代，2024年1月又被纳入节能目标责任评价考核指标核算。可见，对于区域来说，绿证达到了“一石三鸟”的效果，应用场景已经非常丰富。如果再叠加较低的电力排放因子，将在一定程度上削弱区域节能降碳的积极性。
从企业看，不管是间接排放的绿电扣减，还是CCER的开发获益，都已经享受过一次绿电权益了，如果再叠加较低的电力排放因子，企业岂不是“躺着”就降低了碳排放？
除了绿证与CCER、绿电与电力排放因子的重复计算外，其实绿证绿电也存在重复认定问题。
目前，我国绿色电力交易存在“证电分离”与“证电合一”两种形式。从历史看，“证电分离”（2017年2月）的推出时间早于“证电合一”（2021年9月）；从未来看，二者还将长期并存。2024年8月，国家能源局印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，提出“绿证既可单独交易，也可随可再生能源电量一同交易”。
2024年1月，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合印发的《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，一方面将绿证纳入地方节能评价考核指标核算，另一方面规定跨省可再生能源市场化交易和绿色电力交易对应的绿证以及省级行政区域内交易的绿证不在扣除之列。
这样，跨省独立绿证就成为了一种“稀缺资源”，成为各地争抢的对象。
但不可忽视的一个现实是，绿电资源丰富的一些省份（如青海、云南），能耗双控压力也较大。
在绿电与绿证相对分离的情况下，在不同省份被使用就会出现重复认定的问题。为了解决这一问题，《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》明确了绿证交易电量扣除方式：
在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算中，实行以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策。参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量，按物理电量计入受端省份可再生能源消费量；未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量。
03
电价与碳价融合
以上制度设计，一方面是避免重复计算，但更重要的是通过电价与碳价融合，以实现电力市场与碳市场更广泛意义上的统一和联动，促进减排责任主体推进节能降碳的主动性、积极性。
绿证的定位是“替代”，可再生能源补贴的替代、消纳责任的替代以及能耗双控指标的替代等。替代即可履约，减弱了区域自主节能的动力，也在一定程度上推动了“有装机、无电量”的尴尬。
2023年，全国发电装机容量29.2亿千瓦。其中，非化石能源发电15.3亿千瓦，占比52.4%；全国发电量94564亿千瓦时，其中风电、太阳能发电、水电合计27558.7亿千瓦时，占比仅为29.2%。
图说：2023年我国发电结构
来源：作者自主绘图，数据来自中国电力企业联合会
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