基于节点实时电力碳排放因子的“电-证-碳”协同机制创新及业务思考 | 新电改十年

导语

自2017年启动绿证交易以来，绿证应用场景不断拓展，从单一的补贴替代逐步向可再生能源责任消纳替代、绿电交易确认、可再生能源消费认定、碳排放核算衔接等多重价值转变。目前，我国已经形成“电-证-碳”协同联动的市场框架，绿证正从单一的环境权益凭证向连接电力市场、碳市场的核心枢纽演进。

然而，在实际执行层面，绿电绿证与碳排放核算的衔接仍有堵点需要打通。为此，本文以节点实时电力碳排放因子为基础，对绿电绿证市场机制进行探讨，并提出相对合理的“电-证-碳”协同业务模式。

【名词解释】节点实时电力碳排放因子：

节点实时电力碳排放因子指基于电力系统节点实时采集的电力数据，动态计算单位电力在生产、传输或消费过程中对应的碳排放强度。其本质在于通过实时分析电力潮流，识别出节点的电源结构，基于各类电源的碳排放强度，进而计算出节点实时电力碳排放因子。实践证明，向用户传递实时碳信号可引导其采取低碳用电行为，基于节点实时电力碳排放因子的动态碳响应技术已在部分省市进行了初步示范。

“电-证-碳”市场机制现状

2025年3月，国家能源局等部门发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，提出要推动绿证与重点行业企业碳排放核算和重点产品碳足迹核算标准有效衔接。在实现绿证与碳排放核算有效衔接的理想情况下，用户可通过购买绿证抵扣碳排放，但实际情况与政策规划仍存在较大差距。

从碳市场来看，全国强制碳市场当前仅管控企业直接排放，未将电力消费产生的间接排放纳入核算范围，不存在“电-证-碳”协同空间。不过，部分地方碳市场将企业电力消费的间接排放纳入管控范畴，但也仅认可绿电抵扣碳排放，对单独购买“证电分离”绿证抵扣碳排放的路径尚未开放，只存在“证电合一”的“电-证-碳”协同空间。推动绿证与碳排放核算有效衔接，仍需解决两大核心问题。

表1  地方碳市场绿电抵碳相关政策

注：福建、广东碳市场不支持绿电绿证抵扣碳排放。

（一）绿电环境价值重复计算

理论上，为避免绿电环境价值重复计算，应该及时修正用于核算间接排放的电力碳排放因子，即扣除已兑现环境价值的绿电电量，重新计算电力碳排放因子。企业每声明一次绿电抵扣碳排放，电力碳排放因子就应该修正一次。

计算公式：企业用电间接排放核算

企业用电间接排放 =（总用电量 - 绿电电量）x 修正电力碳排放因子，其中修正电力碳排放因子 = 所在地区电力碳排放 /（所在地区总电量 - 用于抵扣碳排放的绿电电量）。

实际上，以上海碳市场为例，非绿电的用电间接碳排放按固定数值（其他外购电力排放因子为4.2tCO2/104kWh）核算，未建立电力碳排放因子修正机制，导致绿电环境价值重复计算。

（二）绿证环境价值交割缺乏时空约束

绿证无法衔接碳排放核算，除上述的绿电环境价值重复计算问题未解决外，还有更关键的一点是购买绿证的用户并不一定实际消费了绿电。

一方面，用户购买绿证的时间与对应可再生能源发电时段往往不匹配，例如企业可能在火电占比高的冬季时段购买夏季核发的绿证用于碳排放抵扣，导致减排数据与实际用能碳强度脱节。

另一方面，绿证可跨区域自由流转，而电网物理结构存在互联局限，使得用户实际用电区域的电网碳排放因子，与绿证核发地的清洁电力属性无法形成有效对应。

由此，本文提出基于节点实时电力碳排放因子的绿电绿证碳机制创新及业务设想，在更精细的时空颗粒度下实现绿证与实际消费电量的绑定，推动绿证与碳排放核算的有效衔接。

基于节点实时电力碳排放因子的“电-证-碳”协同机制创新思考

针对制约“电-证-碳”协同的两大问题——绿电环境价值重复计算和绿证环境价值交割缺乏时空约束，利用节点实时电力碳排放因子构建细颗粒度的市场机制，支撑绿证抵扣碳排放，提高用电碳排放核算的准确性。

（一）建立细颗粒度绿证市场机制

缩小绿证核发、交易、核销全链条的时空颗粒度，推动绿证环境价值交割与用户实际电力消费严格匹配。

一是在绿证核发环节，细化绿证时空标签，嵌入发电项目坐标（经纬度）、电量上网时间（精确至小时级）等信息，利用区块链技术记录绿证从核发到核销的全链条数据，防止跨区跨时重复计算。

二是在绿证交易环节，强制约束环境属性交割，在绿电交易合同中约定绿证与对应物理绿电的绑定关系，绿证拆分交易时需同步拆分发电时间与位置属性，如将1张年度绿证拆分为8760张小时级绿证。

三是在绿证核销环节，规范绿证应用要求，设计“绿电-绿证-负荷”匹配机制，要求用户所核销绿证的时空范围必须与其实际用电的节点电力碳排放因子的时空范围一致。

（二）建立节点实时电力碳排放因子修正机制

对节点实时电力碳排放因子的修正需要电力碳排放因子权威机构、绿电绿证交易中心以及电力用户协同完成。

一是权威机构根据电力自然潮流，实时分析用户侧所在节点的电量结构（如风电、光伏、煤电占比），计算并发布节点实时电力碳排放因子。

二是用户根据节点实时电力碳排放因子，购买与其所在节点空间范围一致的绿证，抵扣用电间接排放，并及时在绿证交易系统核销绿证。

三是交易中心将用户核销绿证的信息同步至权威机构，权威机构根据核销绿证所在的位置与时间，及时修正并发布节点实时电力碳排放因子。

四是用户根据修正后的节点实时电力碳排放因子核算非绿电的用电碳排放，完成绿证与碳排放核算的衔接。

基于用户需求的电-证-碳协同业务创新方向思考

在节点实时电力碳排放因子的技术赋能下，绿电绿证碳业务的创新发展需深度契合用户差异化需求，基于电力需求弹性与零碳诉求的双重维度，可将用户划分为四大类型，由此衍生出多样化的市场机遇与业务模式。

从电力需求的角度，将用户分为弹性用户与刚性用户。弹性用户可通过转移负荷，响应电碳信号，而刚性用户因技术、安全或社会因素难以改变用电习惯，仅能通过购买绿电绿证或“物理直连”绿电响应电碳信号。

从零碳需求的角度，将用户分为零碳用户与非零碳用户。零碳用户受政策（如出口碳关税）、市场（如上市企业ESG信披）或自身形象宣传影响，有零碳用电认证需求，可通过购买绿电绿证或“物理直连”绿电响应碳信号，而非零碳用户仅通过转移负荷响应电碳信号。

表2  用户群体细分及绿电绿证碳需求

围绕上述需求，存在的业务机会包括基于节点实时电力碳排放因子的绿电绿证交易与认证、“物理直连”绿电项目开发、弹性负荷下的动态碳响应以及刚性非零碳用户转化等。

结语

以节点实时电力碳排放因子作为衔接绿证与碳排放核算的关键要素，通过建立细颗粒度绿证市场机制，推动“证电分离”绿证向“证电合一”绿电靠拢；通过建立节点实时电力碳排放因子修正机制，避免绿证环境价值重复计算，支撑“电-证-碳”协同业务模式，将可再生能源的零碳价值从电力系统向终端用户穿透。

未来，随着电力碳排放因子时空分辨率进一步提升，协同机制逐步完善，基于节点实时电力碳排放因子的绿电绿证碳业务有望成为驱动用户侧主动碳响应、推动电力系统绿色低碳转型的重要抓手。