东南大学：2024年电碳协同下的发展路径与产业机遇——能源互联网是实现电碳协同的必由之路报告_49页_11mb

报告摘要

电碳协同发展路径与挑战总结

在全球“双碳”目标背景下，电碳协同成为能源转型的核心方向。电碳协同旨在实现电力与碳市场的高效衔接，推动能源结构优化与低碳转型，对于中国式现代化建设具有重要战略意义。

1. 电碳协同的发展背景

中国能源资源与负荷中心分布不均，80%以上的煤炭和水电资源分布在西部、北部和南部地区，而能源需求主要集中在中部和东部地区，跨区能源输送距离达800-3000公里。电力系统需要在保障能源安全的同时，应对碳减排压力。国家碳市场建设已逐步推进，碳排放权交易市场覆盖发电、石化、建材等多个行业，2024年CCER市场正式重启，进一步强化了碳市场的活跃度。

2. 电碳协同的发展路径

统一机制与标准
电碳协同的核心在于建立统一的交易机制与数据标准，解决当前电碳数据多源、质量管控难题，完善碳足迹数据库，推动数据在全国范围内的互通互认。
空间与时间维度适应
电碳协同需考虑区域资源禀赋差异和时间阶段差异，制定差异化目标。例如，在碳达峰阶段需加快清洁能源替代，在碳中和阶段则需优化能源结构和排放责任分配。
创新交易模式
推动绿电、绿证和碳市场的融合发展，明确绿电交易与碳配额的关联机制。通过集中式交易、隔墙售电和新能源专线供电等模式，提升绿电消纳效率，降低交易成本。

3. 电碳协同面临的主要挑战

机制与标准不统一
电碳数据在时效性、精度和评价标准上存在差异，导致碳足迹核算困难，跨区域交易面临障碍，且国际碳关税机制（如欧盟CBAM）增加政策不确定性。
物理与信息系统的矛盾
电力系统是物理系统，需确保供需平衡；而碳市场依赖信息系统与交易机制，二者需有效融合。绿电核算与碳配额之间缺乏明确的衔接规则，绿电价值与碳排放权的重复计算问题亟待解决。
政策与执行之间的协调障碍
政策鼓励新能源市场化交易，但电网环节在绿电传输和支撑中作用关键，而现行法规限制了新能源企业直接参与电力运营。尤其是新能源专线供电模式面临电网资源占用、资质审批等问题。

4. 电碳协同的应用与展望

技术与平台建设
基于智能电网和储能技术，构建电碳协同监测平台，实现碳排放的全流程追踪与核算。结合AI与大数据，优化碳足迹体系，形成从生产到消费的全生命周期碳管理。
示范园区与区域合作
推进近零碳示范园区建设，如智慧零碳园区、零碳美丽乡村等，探索多方协同的综合能源管理模式。通过两网一中心（智慧能源网+智能运载网+能源管理中心）实现区域用能智能化，促进区域能源网络互联。
碳市场与电力市场的联动
研究绿电交易与碳市场衔接机制，明确绿证、绿电和碳配额的互认规则。推动价格传导机制完善，激励清洁能源替代和能源利用效率提升，逐步实现由政策驱动向市场驱动的转变。