全国碳排放权交易市场自2021年7月开市以来，已稳定运行两年多，对促进发电行业碳减排发挥了重要作用。为积极稳妥推进碳达峰碳中和，2023年9月相关部门频繁释放将加快推进全国碳市场扩容的政策信号，引发了对电力间接碳排放是否应纳入全国碳市场、绿电如何减计碳排放等问题的讨论，亟须审慎研究以支撑科学决策。

电力间接碳排放进市场将导致重复核算付费

根据国际常用碳排放核算规则，碳排放核算分为三个范围。其中，范围I指企业生产过程中产生的直接排放；范围Ⅱ指企业购买电力、蒸汽等产生的间接排放；范围Ⅲ指企业价值链中的其他间接排放。目前国际典型碳市场一般仅把范围I，也就是直接排放纳入碳市场进行管控，如欧盟碳市场EU-ETS等。

不同于国外典型碳市场，国内多个省市级碳市场把范围Ⅱ，也就是用户因用电行为产生的间接排放也纳入碳市场，其主要考量是原来发电上网价格和终端用户电价基本执行政府定价，碳价无法从发电端顺畅传导至用户端，认为将电力用户间接排放纳入碳市场有助于推动用户节能。

时至今日，我国电力市场化改革已全面铺开，中长期市场基本实现全覆盖，市场化售电也已全面放开，从发电到用电已实现价格信号传导。另外通过实施差别电价政策等，也能便利地实现推动“两高”行业等特定类型用户节能降耗的目的。原来支持将电力间接排放纳入碳市场的市场环境条件，在当下已发生根本性变化。

若仍参照试点省市级碳市场，将电力间接排放纳入全国碳市场，将导致“一次排放、两次付费”的不合理现象，也就是从发电到用电过程中产生的同一碳排放，在发电侧燃煤电厂等需要购买配额支付碳排放成本，到用户侧受管控用户将同样需要购买配额并再次支付碳排放成本。

由此，电力间接排放纳入全国碳市场将带来系列问题：一是终端电力用户将为用电间接碳排放支付两倍碳排放价格，增加用户用电负担；二是将形成事实上的用能方式歧视，导致直接使用化石能源比用电支付的相对环境成本低，与国家倡导推行的电气化替代，如“以电代煤”“以电代油”等政策导向不符；三是将变相增加国内企业隐性碳排放成本，虽然为发电碳排放付费两次，在国际贸易规则中却无法得到认可，将进一步削弱其国际竞争力。

综上来看，在未来全国碳市场建设中，仅将重点控排企业生产过程中的直接排放纳入碳市场，更符合国际惯例，也是更为科学合理的选择。

绿电环境溢价不能简单等同于直接减碳价值

将各类直接排放主体纳入碳市场，有助于通过市场竞争发现社会最小碳减排成本，这是碳市场在推动碳减排方面难以替代的重要作用。然而，若电力用户作为间接排放主体也被纳入碳市场，不仅带来用电碳排放成本倍增等问题，由于绿电往往可以减计用电碳排放，还将导致绿电环境溢价与直接减碳价值被简单等同。

从价格形成机理看，碳市场价格和绿电环境溢价的形成存在明显差异。碳市场主要通过不同行业控排主体的直接减碳成本对比竞争，往往由满足减碳政策要求的全社会边际减碳成本决定碳价；而绿电价格主要包含电能量价格和绿色环境溢价两部分，其中绿色环境溢价一般由绿电投建运维成本扣减电能量价格收益后形成，主要用来补偿投建主体收益回收差额。另外，即使仅限定在电力行业来讨论，由于新能源并不能独立实现对燃煤发电的直接替代，因此将燃煤发电碳价与绿电环境溢价简单等同也不合理。

从政策实施影响看，将两者简单等同既容易造成价格体系紊乱，也容易对绿电形成过度补偿。碳市场属于惩罚性措施，随着未来控排要求提高，减排实施难度越大，减排成本及碳价都将越高；绿电环境溢价则属于正向激励措施，受益于产业进步升级，未来需补偿的投资回收差额将递减，相应价格亦将逐步降低。在此背景下连通两个价格体系，将影响两个市场作用正常发挥。此外，绿电投建主体并不承担系统消纳等隐性成本，却能因两个价格体系打通而享受全部减排收益，既存在责权利错配，也容易导致过度补偿。

事实上，即使从推动能源电力绿色低碳转型发展考虑，也应更多依赖强制绿电消费配额制等政策安排，而不宜通过以绿电消费抵消碳排放的方式来提振绿电消费需求。

绿证应成为绿色电力消费的基础认定凭证

对用户绿色电力消费行为进行有效标识，是促进绿电消费的基础前提。目前国内外常见的绿电消费标识方式大致分为两类：一是与绿电交易捆绑的“证电合一”方式，比如，国内电力交易中心基于绿电交易结算产生的绿电消费凭证，欧盟双边绿色电力交易产生的PPA合约等；二是与绿电交易解耦的“证电分离”方式，将绿电的环境溢价部分分离出来标记为绿证，可以独立于电量在绿证市场中进行交易流转，比如，国内外各类授权机构核发的绿色电力证书。

事实上，无论是通过直接绿电交易还是购买绿证的方式，用户都为购买的绿色电力支付了环境溢价，因此在用户电力间接碳排放核算中，都应该将该部分电力的间接碳排放减计为零。虽然绿电交易和绿证交易的交易渠道、交易方式等不同，但仍然应建立统一的绿电消费认定凭证，以满足配额制、间接排放核算等应用场景需要。考虑与绿电交易捆绑的“证电合一”认证方式，受到输电网络、市场模式、交易门槛等制约，难以满足用户绿电购买需求，选择“证电分离”且能自由流转的绿证作为统一标识凭证更为科学合理。

值得注意的是，欧盟2023年立法实施的碳边境调节机制（CBAM）明确要求将相关进口产品的电力间接碳排放纳入核算范围，其根源在于欧盟无法管控出口国的电力直接碳排放，需要避免因少记相关进口产品生产过程中产生的间接碳排放而造成“碳泄漏”。此外，欧盟碳边境调节机制同时规定，只对出口企业以长期购电协议PPA、直供电等方式下的间接碳排放据实进行核算，也就是只认可这两种绿电消费模式，而不认可出口企业购买绿证作为间接碳排放抵扣凭证。其原因可能包括两方面：一是目前国际绿证制度不完善，缺乏统一规范的认证体系；二是国际绿证反映全球绿电开发最低环境溢价，不能反映特定出口国的碳减排价值，与碳边境调节机制强调国别区分的导向相矛盾。

欧盟碳边境调节机制相关要求并不能作为支持将电力间接排放纳入碳市场或否定绿证作为统一绿电消费标识的理由，而应积极通过双边和多边贸易谈判，推动欧盟回归到世界各国在应对气候变化方面承担“共同但有区别的责任”共识，完善其碳关税机制及绿电消费认证规则等。