今年1月以来，全国碳市场碳价就开始持续走高，4月24日收盘价首次突破100元/吨，今年来已累计上涨超过30%。如果相较于每吨48元的全国碳市场初启日开盘价，当前碳价已上涨一倍多。

4月24日，据全国碳交易市场数据，当天全国碳市场收盘价为100.59元/吨，首次突破百元关口。今年以来，在全国碳市场扩容工作加快、第三个履约周期碳配额收紧预期等因素推动下，全国碳市场碳价持续走高，全面已累计上涨超过30%。作为碳市场活跃度的重要信号，碳价的持续走高引发市场高度关注。

碳价的上涨必然提升控排企业的履约成本，从而刺激企业加大碳减排力度。其中，通过购买绿电绿证的方式降低自身用能碳排放是最有效的手段。近日，国家能源局公布《绿色电力交易专章（征求意见稿）》，开始在国家层面统一和规范绿电交易规则，为进一步促进绿电绿证交易和消纳提供了保障。

在电力市场和碳交易市场逐步成熟的背景下，碳价的上涨在刺激控排企业增加配额和CCER的需求的同时，能否会发生溢出效应，进一步带动电力市场上绿电交易的活跃，并推动绿电和绿证市场的需求变化，这对整个电碳市场都有着重要意义。

电碳两个市场存在内在联系，电碳协同十分必要

电力市场和碳市场本是两个相对独立的市场，但因为温室气体核算体系的范围包括企业外购电力。所以，企业通过电力市场购买电力所产生的温室气体排放也被纳入碳排放核算中，因此，两个市场产生了联系。

2011年10月，我国在广东、深圳等七地展开首批地方碳排放权交易试点，并于2021年7月正式启动全国碳市场，首批纳入电力行业2000多家发电企业。今年1月，我国也正式启动了全国温室气体自愿减排交易市场，并将并网光热发电、并网海上风力发电项目纳入首批CCER方法学范围，认可了新能源电力的减排价值。

2021年9月，在北京、广州同步启动绿电交易试点。2022年4月，国家可再生能源信息中心完成了首批绿证同绿电交易同步划转，实现了“证电合一”。“证电合一”意味着购买了绿电的企业可获得绿色电力认证，并可将绿证在市场上进行交易，其绿色行为获得了国家认可。这意味着企业可以通过绿色电力交易市场，购买风电、光伏发电等新能源电量用于日常经营，并通过消费绿电来降低自身的碳排放。

2023年，北京、上海先后印发《关于做好2023年本市碳排放单位管理和碳排放权交易试点关注的通知》《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》，明确将外购绿电排放因子调整为0 tCO2/104kWh，这意味着两地认可了企业外购绿电的碳排放量为零，我国电-碳协同的障碍正被打破。

电碳协同下，碳价上涨将刺激控排企业的绿电绿证需求

今年1月以来，全国碳市场碳价就开始持续走高，4月24日收盘价首次突破100元/吨，今年来已累计上涨超过30%。如果相较于每吨48元的全国碳市场初启日开盘价，当前碳价已上涨一倍多。

价格上涨的同时，交易量也不断放大。数据显示，全国碳市场3月日均成交量为16.97万吨，较2月增长5.8%。参照之前碳市场交易特点，控排企业只有在履约期间才会积极参与碳市场交易，碳市场价格和交易量呈现出较为活跃的状态。此次，在非履约期间，全国碳市场呈现出量价齐升的走势，表明控排企业的碳配额及后续履约成本发生了重要变化。

控排企业履约成本的增加来自政策和市场变化等多个方面。一是今年1月国务院通过的《碳排放权交易管理暂行条例》将于5月1日生效，与之前管理办法不同，条例加重了对未按时履约或未按期清缴碳配额的罚款力度。二是生态环境部加快了钢铁、水泥和有色金属等行业的纳入全国碳市场的步伐，加剧了市场上配额竞争程度。三是在第三履约周期配额有缩减的预期下，导致企业配额惜售，碳价上涨。

在此背景下，控排企业必将通过各种途径减少自身的碳排放以降低碳市场履约成本。其中，通过消费绿电降低企业用电产生的碳排放将成为最为主要的途径。根据国家统计局数据计算，我国四大高耗能制造业（化工、建材、黑色、有色）用电量约占总用电量接近三成，由此可见，这些企业的碳排放主要来自用电领域。

随着全国碳市场价格对地方碳市场的影响扩大，以及其他高耗能行业逐步被纳入全国碳市场，全国碳市场价格波动将直接影响着更多企业的履约成本和经济效益。因此，控排企业尤其是在北京和上海地区的控排企业将极可能通过参与绿电交易来降低自身的碳排放和碳市场履约成本。

电力市场的发展和成熟也为绿电绿证消费打开了空间

在开展绿电交易试点之前，新能源电力主要通过电网全额保障性收购方式进行消纳，绿电大部分通过国网、南网等电力配送企业统一配送，企业无法分清电力来源是否为绿电，也就无法获得绿电的环境价值，造成绿电消费意愿不高。

同时，由于部分新能源电力仍有补贴政策，造成绿电绿证在交易过程中价格偏高，企业绿电消费成本较高。结合碳市场配额相对宽松，企业购买绿电绿证的积极性不高。

2015年我国开始新一轮电改以来，加快了电力交易市场的建设步伐。在新发布的《电力中长期交易基本规则》中，明确提出优先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时，以及可再生能源调峰机组优先发电，推动绿电市场化交易。

2017年，《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中提出，允许分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易，“隔墙售电”试点开启，极大促进了分布式发电项目的消纳。

2021年，我国开始实行配额制下的绿证交易，绿证作为一项辅助手段进入了消纳的考核范畴。虽然目前配额作用仍没有显现，但如果开始设置高耗能企业的绿电使用比例的下限，市场的绿证需求量将显著增多。

2023年出台的《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》，实现了对可再生能源电量绿证核发的基本全覆盖，进一步扩大绿电供给，为降低绿电绿证价格、促进绿电消费奠定重要基础。

近日，《绿色电力交易专章（征求意见稿）》中明确了绿色电力的定义和绿电交易范围，并在国家层面对绿电交易机制和价格机制进行了规范，并鼓励签订多年绿电购买协议，这将为绿电绿证消费提供良好的交易环境和市场氛围。