式中:
—水泥熟料生产消耗电力产生的排放量，单位为吨二氧化碳(tCO2); —水泥熟料生产消耗的电网电量，单位为兆瓦时(MWh); —水泥熟料生产消耗的化石燃料自备电厂供电量，单位为兆瓦时(MWh); —该熟料生产工段的余热供电量，单位为兆瓦时(MWh); —水泥熟料生产消耗的绿电电量，单位为兆瓦时(MWh); —全国电网排放因，单位为吨二氧化碳 / 兆瓦时(tCO2/MWh)。

跨市场交易

尽管目前全国碳市场仅纳入发电企业，但是随着未来覆盖范围的不断扩大，碳市场中的非发电重点排放单 位也可以选择购买绿电的方式，减少由于电力消费带来的间接排放获得相对的配额盈余。若按照当前碳价每吨55 元计算，减排的边际成本约为 4.3 分 /kWh，与购买绿电需要付出的额外成本大体相当。从长期考虑，若碳 价按照预期逐步升高，绿色电力的成本势必随着技术发展和使用规模扩大而持续下降，则购买绿电扣减企业的 碳排放量则可能成为企业更具经济效益的选择 17。但绿电交易与碳市场的衔接需要解决以下几个问题:

明确绿电属性。保证绿色电力定义及包含项目类型在各市场中的统一性。根据各国国情不同，绿证的核发 范围、核发标准各不相同，但通常都包括风电、太阳能发电、小水电、生物质能发电、地热能发电和潮汐能发电。目前我国的绿证和绿电交易仅涵盖陆上风电和太阳能光伏电站项目，因此需尽快明确并拓展绿色电力及绿证核 发的项目范围，否则可能会造成只有风电、光伏项目可与碳市场实现衔接，则其他可再生能源发电项目的健康、 持续发展将受到冲击。

避免重复计算。应避免 CCER 与绿证的重复申请、重复计算风险。我国于 2017 年发布了《关于暂缓受理温 室气体自愿减排交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请的公告》，现存 CCER 均为 2017 年前核发;目前我国绿色电力交易多来自平价陆上风电和光伏电站项目，与 CCER 项目之间不存在重叠。但 CCER 重启后，对同一项目是否能同时申请 CCER 和绿证应需做出明确规定，以避免减排量的重复计算。

统一排放因子。需对绿证对应的减排量与其在碳市场中扣减的间接排放量进行统一。绿证对应减排量根据 减排项目中国区域电网基准线排放因子计算得出，根据发布的最新版 2019 年度排放因子，各区域之间存在较 大差异，从南网区域电网的 0.6565 吨 CO2/MWh 至东北区域电网的 0.8719 吨 CO2/MWh。但在全国碳市场中，企 业核算电力间接排放选择使用全国电力平均排放因子，最新版数据为 0.581 吨 CO2/MWh。两者之间存在的巨大 差异问题急需解决，才能贯通绿电交易与碳市场之间的衔接。

绿证、绿电交易与 CCER 交易

2021 年 7 月和 9 月，中国相继推出全国碳排放权交易(即全国碳市场)和绿电交易试点，由此形成了绿证交易、绿电交易、包含碳配额与 CCER 在内的碳交易三种市场机制并行的局面。

CCER、绿证和绿电交易均为自愿市场，在规则上相对独立，但在政策目标、市场机制、参与主体等多方面 存在着千丝万缕的联系，需要对其进行梳理。现总结三个自愿市场机制在目的、项目类型、交易产品、单位等 方面的信息如下表所示:

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