电碳市场百问百答（2025）

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电碳市场百问百答（2025） 1. 什么是电碳市场？其核心定义是什么？ 电碳市场是指将电力市场与碳市场通过机制设计实现协同运行的复合型市场体系，旨在通过价 格信号联动实现电力资源优化配置与碳减排目标的双重调控。该市场体系以电力商品的生产、 交易和消费为基础载体，以碳排放权的量化核算与价值传导为核心纽带，通过将电力生产环节 的碳排放成本内化为市场价格信号，引导能源结构向低碳化转型。其本质是通过市场机制解决 电力系统的环境外部性问题，构建“电力-碳”价值闭环，使电力商品的价格既能反映能源稀缺 性，又能体现环境成本。 2. 电碳市场的发展背景是什么？其形成的驱动因素有哪些？ 电碳市场的兴起是全球能源转型与气候治理双重压力下的必然产物。从国际维度看，《巴黎协 定》框架下的碳约束机制推动各国建立碳定价体系，而电力行业作为主要碳排放源，自然成为 碳市场调控的核心领域。从国内实践看，中国“双碳”目标的提出，要求电力系统加快从化石能 源主导转向新能源为主体的新型电力系统转型。传统电力市场仅关注电力供需平衡与经济效 率，难以反映碳排放的环境成本，导致高碳电源与低碳电源的不公平竞争。在此背景下，电碳 市场通过价格机制融合，成为破解“电力保供-低碳转型”二元矛盾的关键制度创新。 3. 电碳市场的核心构成要素包括哪些？各要素如何相互作用？ 电碳市场由三大核心要素构成：基础要素为电力市场体系，包括中长期交易、现货交易、辅助 服务市场等多层次交易机制，负责电力商品的价格形成与资源配置；关键要素为碳市场体系， 涵盖碳排放权的总量设定、配额分配、交易结算等规则，通过碳价信号反映碳排放的机会成 本；连接要素为协同机制设计，包括碳排放成本核算方法、碳价传导路径、跨市场监管规则 等，实现电力与碳市场的价格联动。三者的作用逻辑体现为：碳市场通过配额约束使发电企业 面临碳成本，该成本通过电碳协同机制传导至电力市场，影响发电企业的报价策略与机组组 合，最终引导电力系统投资向新能源倾斜，同时电力市场的价格波动也会反向影响企业的碳交 易决策，形成动态平衡的调节闭环。 4. 电碳市场协同发展对新型电力系统建设有何重要意义？ 电碳市场协同发展是构建新型电力系统的制度基础，其重要意义体现在三个维度：在资源配置 维度，通过碳成本内部化校正电力市场价格扭曲，使风电、光伏等新能源的环境效益转化为经 济竞争力，促进新能源大规模并网消纳；在技术创新维度，碳价信号激励煤电灵活性改造、储 能技术应用、氢能产业链发展等低碳技术创新，推动电力系统向“源网荷储”协同互动演进；在 治理体系维度，电碳协同机制将环境目标嵌入电力市场运行规则，形成“市场手段为主、行政 调控为辅”的新型电力治理模式，为能源转型提供可持续的制度保障。欧盟通过 ETS 与电力市 场的协同，验证了电碳市场协同在低碳转型中的关键作用。 5. 电力市场与碳市场协同的理论基础是什么？ 电力市场与碳市场的协同机制是实现能源转型与“双碳”目标的重要路径，其核心在于通过价格 信号传导与政策协调，推动电力系统向低碳化发展。文福拴教授提出的“价格信号传导”理论指 出，碳市场通过碳价格将碳排放成本内化到电力生产环节，进而影响电力市场的电价形成机 制。当碳价上升时，高碳发电企业的发电成本增加，在电力市场竞争中其报价相应提高，这一 方面促使电力系统优先调度低碳电源，另一方面也推动高碳机组进行技术改造或逐步退出市 场，从而实现电力结构的低碳转型。 6. 电碳市场协同的发展路径是怎样的？ 汤奕教授的“发展路径”研究强调，电碳市场协同需经历从初级联动到深度融合的演进过程。在 初级阶段，主要通过碳成本直接计入发电企业财务核算实现初步联动，此时碳价对电价的影响 较为线性；随着市场成熟度提升，需建立更为复杂的协同机制，包括将碳因素纳入电力市场中 长期交易、辅助服务市场及容量成本回收机制等。例如，在电力市场设计中引入低碳优先的调 度规则，或在容量补偿机制中对低碳电源给予额外激励，使碳市场的减排目标与电力市场的安 全稳定运行目标形成合力。 7. 电碳市场政策协调层面需要注意哪些问题？ 在政策协调层面，需避免两个市场出现规则冲突或政策叠加效应。例如，若电力市场实施过度 的价格管制，可能会削弱碳价信号对电价的传导效果，导致碳市场减排作用被抵消；反之，若 碳市场配额分配过于宽松，碳价过低则无法有效激励电力企业减排。因此，需建立跨部门的政 策协调机制，确保电力市场改革与碳市场建设的节奏同步、目标一致。同时，还需完善电力市 场的价格形成机制，使电价能够充分反映碳成本、资源稀缺性及环境外部性，为电碳市场协同 提供基础条件。 8. 协同机制的核心逻辑是什么？ 协同机制的核心逻辑在于通过碳价格信号引导电力资源配置，同时借助电力市场的价格发现功 能反哺碳市场调控。这种双向互动要求两个市场在设计之初就预留协同接口，例如在电力现货 市场中明确碳排放权的交易标的地位，或在碳市场中考虑电力系统的运行特性对碳排放的影 响，最终实现经济效益与环境效益的统一。 9. 电碳市场协同在实践中面临哪些挑战？ 在实践中，电碳市场协同还面临诸多挑战，如不同区域市场发展不平衡、数据统计与监测体系 不完善等。因此，需结合我国能源结构特点与市场发育程度，分阶段、分区域推进协同机制建 设，在试点基础上逐步完善规则设计，确保协同效应的最大化发挥。 10. 电力行业碳排放核算的边界划分原则是什么？ 电力行业碳排放核算的核心在于明确边界划分与量化方法的系统构建，其技术框架需同时覆盖 物理实体范围与责任归属关系。根据国网 PPT 界定的核算体系，电力碳排放核算首先需确立 双重边界标准：物理边界聚焦发电侧与电网侧的具体设施，包括各类发电厂、输电线路、变电 站及相关辅助设备，形成完整的电力生产输送链条；责任边界则依据“生产者责任延伸”原则， 将发电企业的直接排放、电网企业的间接排放纳入核算范畴，同时区分自备电厂与公用电厂的 责任主体差异。这种双重边界划分既确保了核算对象的物理完整性，又明确了不同市场主体的 减排责任，为后续量化分析奠定基础。 11. 电力行业碳排放的核算方法有哪些？ 在具体核算方法上，电力行业采用“直接排放-间接排放”的双层计算体系。直接排放主要针对 发电侧燃料燃烧产生的 CO₂排放，其计算以实测值为优先依据，通过连续监测系统获取燃煤 量、燃气消耗量等实时数据，结合燃料低位发热量与碳排放因子计算排放量；对于暂不具备实 测条件的机组，可采用物料衡算法或排放因子法，其中排放因子需优先选用国家主管部门发布 的区域平均因子，确保数据权威性。间接排放则涵盖电网侧输配电过程中的电力损耗相关排 放，以及外购电力、热力产生的 Scope 2 排放，其量化需基于电网平均排放因子与净购入电量 的乘积，同时考虑线损率对间接排放的影响系数。 12. 电力碳排放核算的数据标准化有哪些要求？ 数据标准化是确保核算结果可比性的关键环节，需建立全流程质量控制机制。在数据采集阶 段，发电企业需按《温室气体排放核算与报告指南》要求，规范记录燃料分析报告、发电量、 厂用电率等基础数据，并保留原始凭证至少 5 年；电网企业则需统计各区域输配电损耗率、跨 区交易电量等电网运行参数，确保数据时间序列的连续性。在数据处理层面，应统一采用国家 能源局发布的《省级电网基准线排放因子》作为间接排放计算依据，对于跨省跨区送电项目， 需按落点省份的电网排放因子进行拆分核算。此外，核算过程需通过内部审核与第三方核查双 重验证，重点校验排放因子选用合规性、数据逻辑一致性及异常值处理合理性，最终形成可追 溯、可审计的碳排放核算报告。 13. 电力碳排放核算有哪些要点提示？ 电力碳排放核算需严格遵循“边界唯一、方法统一、数据可溯”原则。物理边界划分应避免交叉 或遗漏，责任边界需与电力市场交易规则相衔接；直接排放计算优先采用实测法，间接排放需 区分 Scope 2 排放的购电与售电责任；所有原始数据需保留完整的计量器具检定证书与数据采 集记录，确保核算结果满足碳市场交易与监管要求。 14. 电力碳排放核算方法如何动态调整？ 电力碳排放核算方法的应用需结合行业特性动态调整。对于新能源占比高的区域，需细化风 电、光伏等零碳电源的排放量扣除规则；在跨区域电力交易场景中，应建立“发电侧-输电通道- 用电侧”的全链条排放追踪机制，通过区块链技术实现排放数据的实时上链与不可篡改。随着 碳市场扩容与电力市场化改革深化，核算方法需进一步与国际标准接轨，例如引入 ISO 14064 系列标准的核查规范，同时探索将碳捕集利用与封存技术产生的负排放纳入核算体系，形成覆 盖电力全生命周期的碳排放量化框架。 15. 环境权益产品体系包括哪些内容？ 环境权益产品体系中，碳配额、绿证与 CCER 具有明确的功能定位差异。碳配额作为强制性减 排工具，通过总量控制与交易机制约束重点排放单位的碳排放强度；绿证聚焦可再生能源电力 的环境价值确权，是可再生能源发电量的环境属性凭证；CCER 则通过市场化机制激励减排项 目开发，提供额外的碳抵消途径。三者在电碳市场中形成互补但属性各异的制度工具组合。 16. 环境权益产品衔接的核心机制是什么？ 权益属性互斥原则构成环境权益产品衔接的核心机制。根据南方电网相关研究结论，同一单位 电量所产生的环境效益不得重复主张，即碳配额与绿证在交易场景中存在天然排斥性。这种互 斥性源于两类产品的权益基础差异：碳配额对应碳排放权的合规管理，绿证对应可再生能源的 环境属性确权，二者在电力生产的全生命周期中分别表征不同环节的环境价值，因此需遵循 “一票否决”的衔接规则，禁止同一主体对同一能源生产行为同时主张两种权益。 17. 环境权益产品的互认机制有何特征？ 在实际操作层面，环境权益产品的互认机制呈现分层设计特征。碳配额与 CCER 之间建立有限 度互认通道，重点排放单位可使用 CCER 抵消其部分碳配额清缴义务，但通常设有严格比例限 制，以确保配额市场的价格稳定性与减排效果。绿证与碳配额则实行严格的功能区隔，绿证交 易主要服务于可再生能源消纳责任权重考核，而碳配额交易聚焦碳排放总量控制，二者在监管 体系、交易平台与履约场景上保持独立运行，形成“互补使用、互不替代”的制度安排。这种多 层次衔接机制既维护了各类权益产品的功能定位，又通过差异化设计实现了电碳市场的协同治 理目标。 18. 电碳协同下的负荷响应机制是什么？ 电碳协同框架下的负荷响应机制是需求侧资源参与电力系统调节与碳减排的核心路径，其通过 价格信号与激励政策的双重作用，引导用户优化用电行为，实现电力系统经济性与低碳性的协 同提升。该机制的构建需系统整合价格型与激励型两种响应模式，并明确用户与聚合商的协同 参与路径，最终通过科学的效益量化方法评估其综合价值。 19. 价格型响应机制的设计逻辑是什么？ 价格型响应机制以碳价联动电价为核心设计逻辑，通过将碳排放成本内化到电力价格形成机制 中，构建动态价格信号体系。当系统碳边际成本上升或电力供需紧张时，触发碳溢价与电价的 联动调整，引导用户在高碳价时段主动削减用电负荷，在低碳价时段增加电力消费，形成与碳 减排目标一致的用电模式。这种机制的有效性取决于价格信号的透明度与灵敏度，需建立基于 实时碳市场数据的电价动态调整模型，确保用户能够清晰感知电碳协同的经济激励。 20. 激励型响应机制的主要内容是什么？ 激励型响应机制则通过政策工具弥补市场价格信号的不足，主要针对价格敏感度较低但负荷调 节潜力较大的用户群体。该机制通常设置明确的响应触发阈值，当电力系统碳强度超过基准值 或出现供需失衡风险时，由电网调度机构启动激励措施，对用户的负荷削减量给予额外经济补 偿。激励标准需与碳减排效益直接挂钩，即根据用户实际减少的碳排放量计算补贴金额，形成 “减排量-激励值”的线性关联机制，同时通过阶梯式奖励设计鼓励用户深度参与响应。 21. 负荷响应的参与主体有哪些？ 在参与主体层面，用户与聚合商构成协同互动的响应体系。终端用户作为负荷调节的执行主 体，其响应行为受价格信号与激励政策的直接影响，需通过智能电表、能源管理系统等技术手 段实现用电行为的精细化调控。聚合商则承担资源整合与代理响应功能，通过聚合中小用户的 分散负荷形成规模化调节能力，降低用户个体参与响应的门槛，并通过专业化的响应策略优化 提升整体响应效率。这种分层参与模式既保障了响应资源的可及性，又通过规模效应提高了系 统对负荷资源的利用效率。 22. 负荷响应的综合效益体现在哪些方面？ 负荷响应的综合效益体现在环境与经济两个维度。环境效益方面，通过引导用户在高碳排时段 削减负荷，直接减少电力系统的碳排放量，其减排量可通过对比响应前后的电力消费曲线与对 应时段的电网平均碳强度计算得出。经济效益则表现为用户侧的用电成本节约与系统侧的供电 成本降低，前者源于用户通过优化用电时段获得的价格优惠与激励收入，后者则通过减少峰荷 时段的调峰成本与高碳电源的启动成本实现。两种效益的量化需建立统一的评估模型，将碳减 排价值与经济收益纳入同一分析框架，为电碳协同政策制定提供决策支持。 23. 电碳协同下的负荷响应机制协同要点是什么？ 电碳协同下的负荷响应需实现价格型与激励型机制的有机衔接。价格信号作为长期引导手段， 塑造用户的低碳用电习惯；激励政策作为短期调节工具，应对系统紧急状况。二者的协同需基 于统一的响应触发阈值设计，避免政策叠加导致的市场扭曲，同时通过聚合商的中介作用平衡 用户个体利益与系统整体目标，形成“信号引导-激励强化-效益共享”的闭环机制。 24. 负荷响应机制的效能取决于哪些因素？ 在实际运行中，负荷响应机制的效能取决于响应资源的可调节潜力、触发机制的精准性以及效 益分配的合理性。需通过技术创新提升负荷响应的实时性与可控性，通过市场机制设计保障参 与主体的合理收益，最终实现电力系统安全稳定运行、经济效率提升与碳减排目标达成的多重 价值。 25. 绿电与常规电力的区别是什么？ 绿电作为电力系统转型的核心要素，其与常规电力的本质区别在于环境属性的差异。常规电力 主要通过化石能源燃烧发电，生产过程中伴随大量碳排放；而绿电特指利用风能、太阳能、水 能等可再生能源产生的电力，具有近乎零碳排放的环境优势。这种差异不仅体现在能源结构层 面，更通过绿证机制实现了环境价值的量化与流转。绿证作为可再生能源电力的环境权益凭 证，本质上是对绿电生产过程中温室气体减排效益的标准化确权，每张绿证对应特定量可再生 能源发电量所产生的环境价值，使抽象的生态效益转化为可交易的市场化资产。 26. 绿证在电碳市场协同发展中的作用是什么？ 在电碳市场协同发展框架下，绿证的核心功能在于构建电力环境价值的核算闭环。曾伟民教授 提出的“绿证与碳配额互补交易”机制，明确了绿证在减排核算中的双重作用：一方面，绿证可 作为企业履行碳排放配额义务的补充工具，企业通过购买绿证实现部分减排目标，形成与碳配 额市场的协同效应；另一方面，绿证交易价格反映了可再生能源环境价值的市场信号，其价格 波动与碳价形成动态联动，共同引导社会资本向低碳电力领域流动。这种机制设计既避免了环 境权益的重复计算，又通过市场化手段强化了绿电生产的经济激励，推动电力系统向高比例可 再生能源转型。 27. 绿证与碳市场衔接的核心特征是什么？ 协同路径核心特征：绿证与碳市场的衔接需建立在统一的核算标准基础上，确保每单位绿电对 应的减排量可被准确计量并纳入碳减排成效统计。通过“绿证交易-减排认证-碳资产核销”的全 流程管理，实现环境权益从生产端到消费端的有效传递，最终形成电碳市场协同减排的合力。 28. 绿电与绿证机制协同发展的本质是什么？ 绿电与绿证机制的协同发展，本质上是通过市场化手段重构电力价值体系，使环境成本内部 化。在实践中，需重点解决绿证与碳配额的定价机制协调、交易平台互联互通以及跨部门监管 协同等问题，确保两种机制既能发挥各自功能优势，又能形成政策合力，为能源转型提供可持 续的制度保障。 29. 当前电碳市场建设面临的核心制度障碍是什么？ 当前电碳市场建设面临多重系统性挑战，其中市场分割与政策碎片化构成最核心的制度障碍。 程时杰院士指出，地方保护主义导致区域间电力资源配置呈现“诸侯经济”特征，部分省份通过 行政手段限制外电入省，阻碍了跨区域碳成本的传导机制。国家电网公司发布的研究报告进一 步揭示，现有政策体系存在显著的碎片化问题，各部委在碳配额分配、电价形成机制、跨区域 交易规则等方面的政策协调不足，导致市场主体面临“政策打架”的困境，如碳排放权交易市场 与电力辅助服务市场的结算周期错位，增加了发电企业的合规成本与经营风险。 30. 电碳市场运行的基础性障碍是什么？ 技术标准与数据体系的不完善则构成了市场运行的基础性障碍。电碳市场的有效联动需要精准 的碳排放计量、监测与核算体系作为支撑，但目前不同地区在电力行业碳排放因子选取、计量 方法等技术标准上存在差异，部分省份仍沿用基于平均值的估算方法，与实际排放存在显著偏 差。这种标准不统一直接导致跨区域交易中碳成本核算的争议，削弱了价格信号的引导作用。 同时，电力系统与碳市场的数据接口尚未完全打通，实时碳排放监测数据难以接入电力交易平 台，影响了电碳价格联动的时效性与准确性。 31. 电碳市场监管体系存在哪些问题？ 监管体系的协同性不足进一步加剧了市场运行的风险。当前电力市场监管以国家能源局及其派 出机构为主导，而碳市场监管则由生态环境部门负责，两者在监管目标、执法标准等方面存在 差异。例如，在处理新能源企业绿电交易与碳减排量核算的关系时，由于缺乏统一的监管协调 机制，部分企业出现“双重获益”的合规漏洞，既通过绿电交易获得溢价，又将同一减排量在碳 市场出售，这种监管套利行为损害了市场公平性。此外，跨区域交易纠纷的解决机制尚未健 全，现有仲裁体系难以适应电碳市场交叉领域的复杂争议。 32. 如何构建电碳市场的政策框架？ 针对上述挑战，构建全国统一的政策框架成为破局的关键路径。参考国网文档提出的解决方 案，应建立由国家发展改革委牵头的跨部门协调机制，制定涵盖电碳市场协同发展的顶层设计 文件，明确碳排放权与电力交易的衔接规则、价格形成机制及收益分配原则。在技术层面，需 加快制定《电力行业碳排放核算技术标准》，统一区域间计量方法与数据接口规范，依托“双 碳”大数据平台实现电力生产、消费与碳排放数据的实时共享。监管体系方面，可探索建立“电 碳市场联合监管委员会”，整合能源与生态环境部门的监管资源，构建覆盖市场准入、交易执 行、履约监管全流程的协同监管体系，重点打击数据造假、套利交易等违法行为，保障市场在 规范透明的环境中高效运行。 33. 电碳市场的核心发展路径是什么？ 核心发展路径：通过“统一政策框架-标准化技术体系-协同监管机制”三位一体的建设方案，破 解当前电碳市场面临的分割化、碎片化困境。政策层面强化跨部门协同，技术层面实现数据与 标准的互联互通，监管层面构建权责清晰的联合执法体系，最终形成电碳价格信号有效联动、 资源配置高效优化的全国统一市场格局。 34. 电碳市场的推进路径是什么？ 在推进路径上，可采取“试点-评估-推广”的渐进式策略。选择京津冀、长三角等电力市场与碳 市场发育较为成熟的区域开展