“電—碳—證”市場協同發展機制探索

鄒昊飛  張建紅  魏億鋼

摘要：“雙碳”目標下，我國“電—碳—證”市場協同發展還存在諸多瓶頸，既有內在協同問題，也有國際互認問題。歐盟的電-碳市場協同經驗為我國做好“電—碳—證”市場協同提供了參考。我國的“電—碳—證”市場協同發展，既具有必要性，也具備協同運作的現實條件。針對存在的三個市場尚不健全且相對獨立、各環境權益產品之間尚未有效銜接、多層次市場模式缺乏協調而影響節能減碳協同作用的發揮、市場化價格形成機制仍不充分、市場治理體系與數據管理條塊分割以及國際互認問題等瓶頸，提出了八項措施建議，包括強化市場頂層設計與協同治理、完善綠電交易市場、拓寬綠證應用場景、完善綠證與可再生能源消納責任權重機制、推動碳市場整合與有效性建設、滾動優化電碳價格傳導機制、推動建立權益產品間的協同規劃及銜接認證體系、降碳與“碳關稅”對話磋商互認“兩手抓”。措施實施后，有望達到與歐洲碳市場與電力市場耦合相似的效果。

關鍵詞：“電—碳—證”市場；協同發展；瓶頸；歐盟經驗；路徑

2021年3月15日，在中央財經委員會第九次會議上，習近平總書記提出，要構建以新能源為主體的新型電力系統。在2023年7月17日至18日召開的全國生態環境保護大會上，習近平總書記強調，要構建清潔低碳安全高效的能源體系，加快構建新型電力系統，提升國家油氣安全保障能力。能源行業碳排放量超過全國碳排放量的80%，而電力行業碳排放量又超過能源行業碳排放量的40％。能源領域是實現“雙碳”目標的主戰場，電力行業是主力軍，因此，電力行業綠色低碳轉型發展對實現國家“雙碳”目標具有舉足輕重的作用，而新能源在未來電力市場交易中會愈加重要。

電力市場、綠證市場與碳市場的協同發展是我國打造統一的要素和資源市場不可或缺的條件。環境目標是三個市場協同的先導，政府通過市場機制優化配置電力和環境資源，以最優的成本實現經濟社會高質量發展與生態環境高水平保護的協調。推動三個市場的協同對于構建全國統一大市場和推進“雙碳”目標實現具有重要的現實意義。

一、“電—碳—證”市場發展概況

當前，我國正在錨定“雙碳”目標，構建綠色低碳循環經濟體系，電力市場、綠證市場、碳市場是三個主要的市場化支撐工具。目前，我國電力市場已覆蓋中長期電能量、現貨、輔助服務等幾大主要功能，其中，2021年9月7日啟動了全國綠色電力交易試點，相關機制正在逐步完善。綠證市場于2017年啟動，初期作為可再生能源電力財政補貼的替代機制，目前已涵蓋補貼綠證、平價綠證、綠電綠證三類交易品種。全國碳市場由八個地方試點碳市場起步，2021年7月16日啟動運行，目前形成地方碳市場與全國碳市場并存的格局[1]。

作為實現我國能源資源配置和氣候治理的高效手段，綠電市場、綠證市場與碳市場具有共性特征和關聯性。綠證交易和碳交易分別發生在電網的發電端和用電端，而綠電交易連接著發電端和用電端。從成因上看，碳市場是政策驅動型市場，政府對企業的限排規定形成市場需求；而綠電交易主要是需求驅動為主，用戶對綠電的需求形成了綠電交易市場。盡管兩者形成根源不同，綠電交易和碳交易之間也無直接聯系，但是兩者通過碳電價格傳導機制產生間接聯系。除了綠電、綠證、碳配額，消納量、CCER（中國核證自愿減排量）和用能權等與電力行業減排相關的幾種可交易減排價值權證之間[2]，也都存在一定的關聯性。

二、打造統一的要素和資源市場面臨的挑戰

當前，打通綠電市場、綠證市場、碳市場，建立統一的要素和資源市場還存在諸多困難。

（一）內在協同問題

一是三個市場尚不健全且相對獨立。首先，我國綠電市場在跨省份交易方面還不成熟，也不活躍。我國跨省份跨區域電力交易按年度、月度和周開展，合同電量轉讓交易主要按月度和周開展。2022年，全國各電力交易中心累計交易電量52543.4億千瓦時，其中省間交易電量為10362.1億千瓦時，占比僅為19.7％。2022年，全國綠電交易共計結算電量200.99億千瓦時，基本上以省內交易為主。其次，雖然我國實施了可再生能源消納責任權重制度，但大部分省份尚未將責任指標分解至具體用戶，電力用戶主動消費綠電的動力不足。再次，綠證應用場景較少。企業通過參與綠電綠證交易持有綠證，用途較少，而且時常遇到不能抵減碳排放量的問題，嚴重制約了企業購買綠電綠證的意愿。此外，從企業層面出發，采購綠電的目的、規模、方式迥異，當前的綠電交易模式不夠靈活，難以支撐差異化需求，在交易平臺選擇、采購地域范圍、合同時間長度、綠電技術類型等方面均有障礙。最后，全國碳市場要素與交易機制尚不完善，交易主體、碳金融產品種類相對單一，市場交易具有潮汐性，成交量主要集中在12月份，活躍度低，全國碳市場交易換手率在3%左右，低于地方碳市場5%的平均換手率，也遠低于歐盟碳市場，后者2005-2013年的換手率由4.09%提升至417%，在2021年的換手率約是500%。

二是各環境權益產品之間尚未有效銜接。目前，不少參與綠電交易的企業為外貿、汽車制造等外向出口型企業，這些企業希望通過參與綠電交易，證明自身產品制造過程中使用的是零碳電力，降低出口產品可能面臨的碳關稅。然而，按照《中國發電企業溫室氣體排放核算方法與報告指南（試行）》，控排企業的外購電力會按區域電網排放因子核算間接碳排放量。因此，不管是外購綠證還是綠電都不能幫助企業實現降碳。由于綠電、綠證、CCER等環境權益產品之間缺少銜接機制，綠電交易企業雖然支付了環境溢價，但在碳市場中核算碳排放量時，通過市場化交易購入的綠電仍被看作普通電力計入間接排放，導致綠電的環境價值喪失。如生態環境部發布的《關于做好2023—2025年部分重點行業企業溫室氣體排放報告與核查工作的通知》（環辦氣候函〔2023〕332號），明確用電企業只有使用未并入市政電網的新能源發電或企業自發自用包括并網不上網以及余電上網的情況才屬于綠電；綠證不作為企業使用綠電的證明材料。目前，將相關市場主體付出的外部性成本納入碳市場履約已基本形成共識，但產品銜接的范圍、規模、計量規則等還未形成共識。

三是多層次市場模式缺乏協調，影響節能減碳協同作用的發揮。目前，地方碳市場與全國碳市場并存，“證電合一”與“證電分離”多種綠證模式，以及新能源未完全進入可再生電力市場，對于不同市場主體可能產生完全不同的碳減排約束與價格信號，以價格引導資源配置、以減排約束推動產業結構、生產方式綠色低碳轉型的協同作用有待強化。

四是市場化價格形成機制仍不充分。燃煤發電基準價上下浮動范圍放寬之后，多省份2022年的年度、月度火電中長期交易價格同比上漲10％～20％，綠電交易價格也因此受到波及。一方面，當前全社會尚未形成綠色消費習慣，用戶側消費低碳能源的積極性尚未被充分調動起來，消費者支付綠色產品環境溢價的意愿較低。另一方面，由于電碳價格傳導鏈條不暢通，企業難以通過抬升下游產品價格，把溢價成本傳導至消費端。上述多重不利因素疊加導致增加的這一部分綠色產品環境溢價的成本往往由用戶企業獨自承擔，因此企業對溢價的接受程度有限。

五是市場治理體系與數據管理條塊分割。目前，綠電（證）與碳市場分頭管理、獨立運行，在運行機制、考核標準等方面缺乏統籌；綠色消費認證方式也存在多類并存、多頭管理的問題。各市場數據登記、統計、報告等相對獨立，在一定程度上影響幾個市場的協同發展。此外，不同市場制度間的信息壁壘，也使碳抵減量重復計算成為可能。當前，綠電（證）、碳市場之間未銜接，新能源企業在參與碳市場的同時，也可以參與綠電或綠證交易，同一個新能源項目有可能從不同市場得到重復補貼。

（二）國際互認問題

2023年5月17日，歐盟碳邊境調節機制（Carbon Border Adjustment Mechanism，CBAM）正式生效。歐盟海關數據顯示，2022年中國出口歐盟鋼鐵389萬噸，出口額151億歐元，鋁的出口額為45億歐元，化肥產品的出口額為3.3億歐元，水泥的出口額為1146萬歐元，氫的出口額為3134萬歐元，以上5項都納入了CBAM范圍，占我國2022年對歐盟出口總額6260億歐元的3.2%。

冶金工業規劃研究院院長范鐵軍（2023）認為[3]，短期來看，由于中國與歐盟在鋼鐵生產上的排放差距較大，歐盟實施CBAM后，按目前情況初步估算預計我國鋼鐵行業出口歐盟的成本將增加4%～6%左右，每年需要向歐盟支付“碳關稅”約2億～4億美元，將削弱我國鋼鐵行業的成本優勢，短期影響基本可控。但長遠看，隨著CBAM覆蓋范圍逐步擴大，將會導致我國鋼鐵產品承擔更高的對歐出口成本，疊加其他發達國家可能也會設置類似CBAM的貿易壁壘，對我國鋼鐵工業產生的影響將更加廣泛。

國家氣候中心原副主任、亞洲開發銀行原首席氣候變化專家呂學都（2023）認為[4]，CBAM過渡期鋁的出口成本預計將增加約9%。過渡期后，CBAM所覆蓋的產品范圍可能會大幅擴大，其影響將會嚴重和深遠得多。據相關研究，按照2015～2019年我國出口歐盟的產品類別，僅考慮CBAM范圍擴展到歐盟碳市場涉及的所有部門和行業，我國出口歐盟受影響的貿易額將占出口歐盟總額的12%，其中受影響最大的是石油化工品和鋼鐵。

廣東廣咨國際投資咨詢集團股份有限公司副總經理江婷等（2023）以廣東為例開展了相關研究，其出口規模占全國近20%。按2022年的數據，廣東受CBAM影響的出口產品為鋼鐵、鋁，涉及出口額約82億元。如果今后CBAM納入塑料、有機化學品等行業產品，廣東出口產品中將有超過400億元產品受CBAM影響，外貿產品在國際市場上的比較優勢將受到影響[5]。

目前，歐盟對中國碳排放相關數據庫持不認可態度。CBAM的實施，初期對我國影響最大的是鋼鐵和鋁。長期來看，CBAM的影響會非常復雜，如果發達國家形成統一碳關稅壁壘，擴大碳關稅覆蓋行業和產品，那么我國的外貿出口將面臨較大壓力。

三、“電—碳—證”市場協同發展的必要性與可行性

面對內外部形勢和壓力，“電—碳—證”市場協同發展十分必要，同時，也具有共性特征和協同運作的現實條件。

（一）“電—碳—證”市場協同發展具有必要性

一是有利于形成綠色低碳轉型合力。出于履行企業社會責任、維持出口競爭力等需要，企業會采購綠電或綠證。企業采購綠電或綠證的資金可為開發可再生能源電力項目提供支持，促進可再生能源項目落地，新增可再生能源又可以減少電力碳排放。碳市場以價格信號主動引導企業選擇成本最優的減碳手段，以市場化方式促使產業結構從高耗能向低耗能轉型。三者在推動綠色發展的目標導向上高度一致。

二是有利于體現綠電正環境價值及碳排放負外部性。電力市場發現價格信號，引導不同類型可再生能源合理有序發展，并為擴大消納空間尋求最經濟的手段。然而，電力市場不能體現綠電的清潔價值。綠證是可再生能源環境正外部性價值的體現，綠證市場以邊際替代或等量減排等方式，通過價格機制體現綠電的清潔價值，綠電消納責任權重也可憑借綠證交易實現市場化流轉。通過總量控制、碳價格機制，碳市場形成具有約束和激勵作用的市場體系，倒逼高排放企業減排或退出，以經濟成本引導全社會減碳。三者在電力商品環境外部性方面存在共同的價值基礎，以市場信號調動全社會節能減碳的內生動力，破解電力經濟、可靠、清潔“不可能三角”。

三是有利于推動能耗“雙控”向碳排放“雙控”轉變。當前我國碳市場主要以能耗水平作為控排企業配額分配的依據，這與能耗“雙控”制度的政策基礎一致。隨著能耗“雙控”制度向碳排放“雙控”制度轉變，可再生能源消費不納入能源消費總量，將推動綠電、綠證和碳交易銜接，探索在間接排放核算中扣減綠色電力相關碳排放量，這也體現了對碳排放“雙控”政策的落實。

四是有利于推動轉型金融發展。當前，我國綠色金融支持的對象以綠色產業為主，“棕色”產業需求資金缺口大。推動“電—碳—證”市場協同銜接，有助于轉型金融的發展。傳統生產型企業購買綠電（證）而實現的碳減排數據若得到認可，將帶動更多的傳統企業進行綠電（證）消費。金融機構則可根據綠電（證）消費的碳減排數據匹配可量化的金融產品，從而擴大轉型金融的覆蓋面，使電力消費企業獲得轉型資金支持。

五是有助于打通電碳證國際互認。綠證記錄了綠電詳細的屬性信息，是現成的、精確的碳減排量核銷方式，可以與碳交易市場形成良好的銜接。認定綠證具有零碳屬性是建立綠證與碳排放配額互認機制的基礎，將促進企業積極購買綠電。如果認可企業購買綠電的零碳屬性，并允許抵扣部分碳排放量，那么企業購買綠電的積極性將會大大提高。特別是在CBAM的影響下，碳配額核算標準將進一步統一，通過“電—碳—證”協同構建統一數據體系，綠證與碳配額的互認和抵扣將有利于降低我國出口商品的碳含量數據，從而節省碳關稅費用，保障外貿企業的合法權益，提高企業國際競爭力。綠證碳減排量獲得國際互認，將激發企業積極購買綠電。

（二）“電—碳—證”市場協同發展具有可行性

作為實現我國能源資源配置和氣候治理的高效手段，電力市場、綠證市場與碳市場具有共性特征，具備協同運作的現實條件。

一是建設目標高度一致。三個市場均有利于促進社會清潔低碳發展、推動能源結構轉型、推進“雙碳”目標實現。為改善能源結構、保護生態環境和應對氣候變化，近年來，我國大力推動可再生能源發展，能源綠色低碳轉型取得明顯成效。綠證交易、綠電交易和碳交易，就是推進能源綠色低碳轉型的重要市場機制。新能源產業發展初期，其開發和電力系統消納機制不盡匹配，棄風棄光現象突出，為推動可再生能源消納、緩解財政補貼困難，綠證交易應勢而生。在綠電交易中，用戶通過電力交易的方式購買風電、光伏等新能源電量，消費綠色電力，并獲得相應的綠色認證，是一種“證電合一”的模式，能更好地將綠電和綠證的環境屬性相統一。除了電能替代，在能源轉型過程中，強化能耗強度控制也至關重要，碳市場就旨在以市場化機制激勵企業控制能耗、減排降碳。

二是市場主體高度相關。電力市場中，發電行業是首批被納入全國碳市場的控排主體，而新能源發電主體則是綠證市場的唯一供給方，也是CCER的主要來源。同時，部分高排放用電企業是地方碳市場主體，而可再生能源消納責任權重機制下的用電主體也是綠證市場的主要需求方。

三是交易產品相互關聯。綠電、綠證、CCER與碳配額等交易產品均體現了二氧化碳減排的外部性價值，相互銜接具有現實條件；環境權益產品間具有替代性與互補性，減排類與排放類權益產品間為替代關系，減排產品間需求互補，排放產品間需求互替，存在協同作用的基礎。

四是市場與經濟走勢趨同。2022年我國經濟發展增速為3%，據IEA《2022碳排放》報告，中國總電力需求的增長速度遠低于過去十年的平均水平。與此同時，我國碳排放量相對持平，下降了2300萬噸，即0.2%。中國電、碳市場表現出了一致性，與經濟走勢基本同步。

五是市場價格呈現正相關性。理論上，碳價會納入發電企業成本。碳價上漲，發電（特別是火力發電）成本增加，電企將成本端壓力轉嫁至消費者，電價受到正沖擊而上漲，為經濟減排或抵消二氧化碳，碳排放配額的需求將增加，傳導回碳市場使得碳價上漲。從關系來看，二者基本呈現正相關性。數據顯示，歐盟碳配額期貨價格與北歐電力交易所、荷蘭阿姆斯特丹交易所的電力期貨價格有相同的變化趨勢，相關性分別為78.24%和82.49%。

四、“電—碳—證”市場協同發展的建議

歐洲電—碳市場耦合促使電力企業在保障電力能源安全、可靠供應的前提下積極減排，加快了電力行業的清潔低碳轉型。歐盟的經驗為我們做好“電—碳—證”市場協同提供了參考[6]。針對我國電力市場、綠證市場、碳市場協同銜接存在的問題，需要立足中國放眼世界，因地制宜精準施策，加強“電—碳—證”市場的協同發展，建議如下：

一是強化市場頂層設計與協同治理。統籌協調市場體系頂層設計，整體規劃“電—碳—證”市場發展，形成系統性的“電—碳—證”市場協同運營規則；推進試點建設，通過試點將綠電減排量在碳排放核算中予以抵扣；發揮市場樞紐機構開展跨領域業務協同、對聯合治理問題開展研究設計的作用。主管部門間建立跨部門跨領域的常態化協作機制，發揮市場協同的綜合調控作用。

二是健全綠電交易市場。建立健全符合可再生能源運行特點的電力市場交易體系，建立健全適應大規模高比例可再生能源特征的電力市場機制，適應大規模、高比例可再生能源特征，穩妥有序推進光熱發電、海洋能發電等新能源電力納入市場。完善市場交易體系，與可再生能源運行特點相適應。通過價格機制引導市場主體參與市場建設，響應市場對綠電的需求。錨定建設全國統一電力市場的目標，鼓勵跨省份跨區域電力交易，可再生能源電力就近消納和跨區域交易協調。探索基于碳排放交易價格的新能源補貼資金掛鉤機制，加快推動新能源補貼的市場化轉變。

三是拓寬綠證應用場景。目前，國家發展改革委、財政部、國家能源局《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》（發改能源〔2023〕1044號）已明確綠證是我國可再生能源電量環境屬性的唯一證明，是認定可再生能源電力生產、消費的唯一憑證。下一步，需進一步完善綠證制度，賦予綠證對于碳減排量的證明作用，推動綠證真正成為可再生能源電力消納唯一計量證書，擴大綠證核發范圍，構建綠電綠證交易賬戶體系，實現對綠證的全生命周期管理，促進綠證市場流通，更好支撐綠證作為基本憑證，與碳排放量的核算聯系起來成為企業計算碳排放量時的重要證明，促進可再生能源電力開發、生產和消費?，F階段可交易綠證僅可交易一次。綠證轉讓與可再生能源電力配額搭配，有利于綠證跨區域交易機制的建立。因此，未來需研究綠證多次交易的可能性，探索建立綠證二級市場，通過市場化方式推廣綠證交易和應用，增加市場交易量和交易活躍度。

四是完善綠證與可再生能源消納責任權重機制。逐步建立健全綠證價格獨立形成機制，還原綠色價值與電能的流動規律，推動提高綠證市場流動性。強化可再生能源消納責任權重機制的分解落實，將指標分解落實到電力用戶，以強制約束方式推動部分行業企業增加綠色電力消費，通過參與綠電綠證交易完成指標；完善消納量履約獎懲機制，促進社會消費綠電、綠證潛力。在綠證可轉讓的情況下，發達地區可以通過購買綠證緩解可再生能源配額約束，這也將提高“三北”地區綠證的議價能力，實現區域經濟發展，也將進一步從供給側推動可再生能源的持續發展。

五是推動碳市場整合與有效性建設。逐步擴大全國碳市場行業和控排企業范圍，穩妥擴大市場主體范圍，增加碳市場的流動性和活躍度；統一控排企業納入標準，并根據需要適時調整，分行業制定配額分配方法。以電力數據為抓手打通“電—碳—證”市場關系，輔助完善監測核查技術，推動提升碳市場的基礎技術水平。由于綠證和綠電均無法作為林業碳匯項目和甲烷利用項目的環境價值變現手段，應限制新的新能源發電項目成為CCER備案項目，重點推進林業碳匯和甲烷利用等其他自愿減排項目成為CCER備案項目。為避免雙重獲利，應明確規定已完成備案的新能源發電項目僅能在CCER和綠電（帶綠證）之中擇一出售。推動創新“電—碳—證”金融衍生品，探索碳金融衍生品的市場設計，豐富碳交易產品種類。

六是滾動優化電碳價格傳導機制。科學測算電力行業配額總量并完善分配方案，滾動開展中長期碳價水平評估預測。遵循成本覆蓋與適度傳導原則，適度地放松電價管制，讓電價的上升刺激能源效率的提高，發揮價格引導作用。

七是推動建立權益產品間的協同規劃及銜接認證體系。我國綠證制度與可再生能源消納保障機制、能耗“雙控”、碳市場等政策需要進一步協同銜接落地。應強化綠電市場、綠證市場、碳市場的協同規劃，完善電力與各類環境權益市場的建設和推廣，加強各市場間的有效銜接。將消納量、綠證、綠電憑證、碳配額、CCER和用能權相互連接，有助于統一評估減排價值，避免減排量重復計算，提高國內外認可度，也有助于上述減排機制優勢互補，降低政策成本。由于上述各權證間均有差異，開展多種環境權益產品的銜接方式研究，設計銜接方案時要規避機制間不兼容的條款，既有市場機制要為其他相關權益產品預留接口。需要進一步理順綠電、綠證、碳信用交易之間的關系，針對可再生能源發展，以國家碳減排控制目標和能源結構優化調整目標為依據，建立以電力交易為核心，關聯各相關系統及綠色產品，把綠證和綠電交易結果相匹配；進一步明確綠證和碳信用的關系，綠色證書作為可再生能源發電的綠色電力屬性標識，探索可再生能源發電企業參與的碳市場抵銷機制；從協同減排的貢獻上對各類機制進行權重設計和作用范圍劃分，科學設計不同市場的指標互認和抵扣機制，掃清交易障礙。推動建立權益產品間的銜接認證體系，以碳排放量為中介要素、以綠證為體現碳減排外部性價值的基本憑證，完善降碳貢獻量化方法，構建兼容不同類型產品的綠色低碳認證體系。

八是降碳與“碳關稅”對話磋商互認“兩手抓”。對于政府，首先要構建綠色貿易體系。為應對國際變局，贏得更多主動，深入貫徹落實供給側結構性改革，形成貿易進出口從“大進大出”到“優進優出”新局面，亟須構建以開展綠色經貿合作行動為核心要素的綠色貿易體系，優化貿易結構，打造外貿高質量發展新優勢。其次，健全全國碳市場機制。完善碳定價機制，加快拓寬行業覆蓋范圍，有序推進碳排放重點行業納入全國碳市場，盡快重啟CCER市場，最大化發揮市場化機制減碳作用。再次，推動互認核算標準。加強對歐盟碳市場、碳關稅制度的研究，優先開展重點排放行業核算方法優化研究，加快完善碳排放核算標準體系建設，逐步建立碳足跡標準、碳計量標準等，將碳排放核算及核查標準與國際接軌，提高核算標準話語權和互認度。需要配套建立國家碳排放數據庫和因子庫并適時更新，避免外貿出口企業被套用較高排放強度來征稅。最后，充分發揮數字化技術優勢，推動“綠證”國際互認。加強綠電、綠證和碳市場的數據共享，避免數據造假和重復交易，對接國際“綠證”，提高國際認可度。

五、結語

“雙碳”目標下，我國的“電—碳—證”市場協同發展還存在諸多瓶頸，既有內在協同問題，也有國際互認問題。歐盟的電—碳市場協同經驗為我們做好“電—碳—證”市場協同發展提供了參考。我國的“電—碳—證”市場協同發展，既具有必要性，也具備協同運作的現實條件。針對存在的瓶頸問題，相信幾大措施實施后，有望達到與歐洲碳市場與電力市場耦合相似的效果。

參考文獻

[1]楊鑫和,冷媛,尚楠.協同發展“電證碳”市場 推進“雙碳”目標實現[OB/EL].綠水青山節能減碳公眾號,2023-02-17.

[2]王心昊,蔣藝璇,陳啟鑫,等.可交易減排價值權證比較分析和銜接機制研究[J].電網技術,2023,47(2)：594-602.

[3]范鐵軍.CBAM即將實施,鋼鐵行業如何應對[OB/EL].冶金工業規劃研究院公眾號,2023-06-10. 

[4]呂學都.碳邊境調節機制對我國出口產業的影響與對策思考[J].可持續發展經濟導刊,2023年5月.

[5]江婷,沈毅,張建紅.廣東以綠色經貿合作為突破點,構建綠色貿易體系[OB/EL].中國環境網,2023-05-19.

[6]楊茗月,馮連勇.碳市場與電力市場耦合的歐洲經驗[OB/EL].能源評論?首席能源觀公眾號,2023-02-16.

注：本文主要內容發表在《環境經濟》2023年第19期，原標題：“電—碳—證”市場協同聯動機制探索，原作者：鄒昊飛、張建紅、魏億鋼（北京航空航天大學經濟管理學院教授）。本文在原文基礎上進行了部分改動。