能源的绿色低碳转型是推动经济社会全面绿色低碳转型的核心和基础性内容，也是提升能源系统本质安全的长远性战略。“四个革命、一个合作”能源安全新战略深入实施十年来，可再生能源的快速发展成为了中国务实推动绿色发展和应对气候变化的一个亮眼“名片”。截至2023年底，中国可再生能源发电装机超过14.5亿千瓦，根据国际能源署统计，2023年中国的可再生能源新增装机占全球约60%。
“十四五”时期，我国生态文明建设进入了以降碳为重点战略方向、推动减污降碳协同增效、促进经济社会发展全面绿色转型、实现生态环境质量改善由量变到质变的关键时期。支持绿色发展的相关配套制度正在不断完善，以降碳为核心的市场化工具体系正在逐步搭建。在这一过程中，加强政策协同、提高政策实施效能既是社会关注的焦点，也是政策体系搭建中的难点。
环境外部性定价与碳定价
经济生产活动对市场交易外的第三方（全社会或周围环境）产生了负面影响和成本，即负外部性，例如温室气体和常规污染物排放等环境污染，但没有向受到影响的第三方支付造成损害的成本，因而造成了市场的失灵。为解决这类问题，经典的环境经济学理论提出了“庇古税”等经济学工具，通过对社会造成的损失征税或定价的方式来纠正负外部性问题。而碳定价问题即是一个典型的将环境外部性内部化的问题。理论上来看，碳的价格是当前经济活动产生的碳排放对当前和未来所造成的全部经济和社会成本，例如气候灾害所导致的基础设施和生命损害等。而在实际中，碳的价格通常是一个地区或组织的碳排放目标的边际减排成本。
根据政策工具的类型，碳定价主要分为两类，分别是显性碳定价（以价格的形式要求产生碳排放的生产活动支付相应的成本或对避免、减少碳排放提供相应的激励，如碳税）和隐性碳定价（以行政管控、市场准入、标准规范等方式影响生产活动来降低碳排放，如能耗“双控”）。而显性碳定价又分为两类，分别是直接碳定价（例如碳排放权交易价格、碳税、碳信用价格等）和间接碳定价（例如环境污染税、资源税、可再生能源电价补贴、电动车退税等）。由此可见，在更宽泛的碳定价范畴中，电力的碳成本可以通过不同的渠道得以体现，而减少碳排放仅是这些政策工具实现的目标之一，甚至不是最主要的目标。因此在建立以降碳为核心的政策体系过程中，需要不断丰富政策工具，更需要协调好不同政策工具的关系，形成合力。
电力的含“碳”量
电力是最大的碳排放部门，也是当前减排潜力最大的部门。煤炭的使用和燃烧所产生的二氧化碳约占我国全部二氧化碳排放的70%，电力生产（电煤和天然气燃烧为主）所产生的二氧化碳约占我国全部二氧化碳排放的40~45%。在面向碳中和的零碳技术中，可再生能源发电技术成熟度最高，终端电气化、供给低碳化的低碳发展路径相对其他行业更加清晰，短期内降碳的潜力最高。因此，提升电力系统对可再生能源的消纳能力、加快可再生能源发展是当前电力部门乃至全社会实现低碳发展的重要方面。发展可再生能源的重要性也在联合国气候变化大会COP28上得以体现，全球需要在2030年实现可再生能源发电装机三倍的目标。
电力是中间和终端产品中最广泛的“碳”承载形式，电力的碳排放强度影响各行各业。第二次工业革命以来，电力已被广泛应用于工业、交通等各个行业，是各个国家的基础工业。数字化、绿色化的发展浪潮中，电力的作用也更加凸显。一方面，信息技术、智能技术以及最近屡次震撼世界的大模型和人工智能应用，无不依赖着高品质的电力供应；另一方面，电动汽车、热泵、零碳燃料和氢冶炼等零碳的终端应用技术均需要电力作为载体。因此电力的碳排放强度不仅影响着电力行业自身，更影响着中间和终端产品的碳竞争力。而产品的电力间接碳排放科学合理的核算和统计也成为了行业和产品碳竞争力的重要因素。
可再生能源发电项目是碳信用重要的参与内容。国际来看，2022年全球在有效期内的可再生能源的碳信用项目的比重是55%，且这个比重呈上升趋势。历史来看，我国在实施产业补贴之前的新能源项目投资，很大程度上得益于来自京都议定书框架下的清洁发展机制（CDM），未来不少发展中国家可再生能源的发展仍需要通过国际碳信用市场等机制予以支持。从碳信用核定的成本来看，可再生能源发电项目的电力数据监测能力较好，相较于林业碳汇等碳信用项目实现的碳减排量更易核定和核查，其他非技术成本也较低。一些新的和前沿可再生能源发电技术也需要通过碳信用等方式予以支持。
电力领域主要的“碳”政策工具
绿证和可再生能源配额制是上世纪末为激励可再生能源投资和发展而应运而生的一套政策工具。绿证的概念于20世纪90年代中期在加利福尼亚州可再生能源配额制设计过程中首次提出，通过对可再生能源产生的电力进行标记、使用配额目标对市场主体予以约束，形成可再生能源发电外部性的价格，降低与化石能源发电之间的成本差异，从而提高可再生能源使用和投资的积极性。绿证和可再生能源配额的政策经验在21世纪初期被介绍至中国，经过多年酝酿和完善后，结合市场需求增长和前期政策调整，绿证角色重新定位和相关制度的整体搭建于2023年8月开始。国家发展改革委、财政部、国家能源局《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）基于当前“双碳”目标的推进、电力市场化改革趋势对已有制度进行了整体修订和完善，明确了绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，形成了可再生能源电力的环境外部性权属追溯的基础，基于此溯源工具的绿电（电证合一）交易、可再生能源电力消纳责任权重、能耗“双控”核算得以开展。
碳排放权交易与可再生能源配额制下的绿证交易均是合规性市场工具，由政府部门明确市场纳入主体范围和合规要求，并允许市场主体通过交易来满足，从而实现约束行业整体碳排放强度的同时优化了资源配置效率。基于多个省级碳排放权交易试点的经验，2017年我国宣布启动全国碳市场建设。2021年2月起《碳排放权交易管理办法（试行）》开始施行，标志着全国碳市场的正式运行。2024年2月，《碳排放权交易管理暂行条例》发布实施，为碳排放权交易的规范运行提供了法律支持，尤其是对于交易行为规范、数据质量管控等方面提供了明确的法律依据。电力是当前全国碳市场中唯一的行业，也是未来全国碳市场扩围后碳配额占比最高的行业，重点排放单位的合法合规运行和交易对于构建健康的碳市场十分重要。
用电单位使用电力的间接碳排放核算问题是当前许多企业关注的重要问题。对于钢铁、电解铝、石化化工、机械加工制造等诸多行业来说，由于中国的工艺流程新、规模大，许多行业生产能效已处于国际一流或领先水平，使用电力的碳排放是国内生产的这些产品碳排放高于发达国家水平的主要原因之一。与氢冶炼等其他降低碳排放的工艺技术相比，降低使用电力的碳排放也是这些企业降低整体碳排放量和强度的当前可做的不多的几项工作之一，同时成本也相对较低。一些跨国公司、行业龙头企业不仅将使用零碳电力作为自身减碳行动的一部分，还要求其供应链上下游共同践行这个目标，因此许多企业已面临着自身使用电力的碳排放如何认定的问题。
碳信用是在我国发展历史最久的一项市场工具，不仅在一定程度上支持了可再生能源、植树造林和节能灯泡推广，还为早期有关“碳”的知识和理念的宣传发挥了重要作用。我国的碳交易最早起步于清洁发展机制，并逐步发展出了中国的自愿减排交易机制。2012年开始实施，2017年停止签发新项目，累计公示的核发项目2852个，到2021年累计交易减排量4.43亿吨。存量项目将于2025年全部强制注销。2023年10月，生态环境部发布新的自愿减排交易机制的首批4项减排项目方法学，包括光热发电、深远海风电、红树林和森林碳汇，在2024年初交易市场重启后，审定与核查机构资质审批等配套机制的工作正在开展。在以往签发的自愿减排项目中，可再生发电的占比很高，在未来一段时间内，深远海风电和光热发电项目也要发挥重要作用。
做好各项“碳”工具协同的建议
完善绿证和配套机制，强化绿证对支持可再生能源发展的基础性作用。一是加快推进绿证全覆盖的工作。二是持续强化和完善绿证的溯源作用，优化绿证上展示的项目信息，加强绿证流转的信息跟踪，建立面向公众和用户的绿证信息披露制度。三是强化可再生能源电力配额制对引导可再生能源发展和消纳的作用，将配额责任（可再生能源电力消纳责任权重）切实分配至所有市场主体，将权重目标与全国的可再生能源发展目标、非化石能源占比目标挂钩，引导建立以提升电力系统消纳能力为导向的可再生能源中长期合同（PPA）机制。
加快完善碳排放权交易。一是优化配额发放等碳排放权交易的基础制度，加强市场监管，确保交易对发现真实价格、促进资源配置的有效性。二是将电力间接排放排除在碳排放权交易管理范围外，当前电力市场化改革稳步推进，工商业用户和所有煤电企业均参与电力市场交易，尽管电价设置了上下限，但完全具备传导碳成本的能力（电价上下限的调节范围是火电厂平均承担的度电碳成本的20倍左右），而电力间接排放的计算本质上增加了碳配额分配的难度和碳排放核算的难度，不利于初期碳市场的发展和规则完善，因此有必要尽快排除电力间接排放。三是配合全国碳市场的碳价水平和免费配额规模，进一步放宽电力市场的电价上下限，为碳价的充分传导提供条件。
加快建立面向设施和产品的电力间接碳排放核算体系。当前我国的碳排放核算标准和指南主要服务于碳市场、碳“双控”等场景，主要是面向全国、地区和企业（组织），需要尽快推进设施和产品级的核算标准的建立和数据的丰富。结合欧盟等地区支持绿氢发展的经验，电力间接碳排放的核算首先应基于绿证，其次可考虑不同发展阶段电力系统对可再生能源消纳能力的要求，逐步提升对时空匹配度的要求，从而确保可再生能源电力发得出、用得好。
统筹国内实际和国际趋势，确保碳信用的额外性和完整性。从近期来看，可再生能源项目还将是中国以及国际上重要的碳信用的来源，但是一些可再生能源项目已具备充分的经济竞争力，也具备多种渠道的资金来源，因此在开发碳信用项目时需确保项目和碳减排量的额外性和完整性。需加强与绿证的对接，可通过源头唯一性（项目仅可申请CCER项目或绿证其中一项）或度电溢价唯一性（项目发电量获取绿证后若转化为CCER项目则需先注销绿证）等方式建立绿证信息和CCER信息的链接，同时需避免CCER项目的碳减排量在电力间接排放的计算中被双重计算。
此外，还需建立具有中国政策体系特征的ESG和碳信息披露体系，做好包括数据（排放因子）、标准、认证、信息披露的指标体系（指数）等方面的基础性工作。
联系地址：陕西省西安市北关正街35号方兴大厦8楼
