交易价格耦合联动。在电力市场中，如果碳价上涨，火电企业购买碳配额部分的生产成本将会增加，并纳入发电边际成本核算，进而推高电力市场出清价格。相比于常规电力，绿电附加环境价值，存在一定溢价，表征为绿色电力证书（简称“绿证”）。电力市场与碳市场协同有助于充分发挥政策和成本的双重作用，进一步提高绿电的市场竞争力。

交易产品有交叉。绿电具有零碳排放的环境价值，同时存在于电力市场和碳市场的交易产品之中。在电力市场中，绿电交易的溢价体现环境价值；在碳市场中，绿电项目可申请核发CCER，通过出售CCER获得环境权益价值。绿电的电量和CCER的碳减排量存在换算关系，电-碳市场经由绿电可实现交易互通。

电-碳市场需在产品、数据、空间上做好协同

产品协同提升政策效力。为满足国家可再生能源消纳考核、企业绿色转型目标等需求，企业需要通过绿电交易等途径获取足量绿证；为履行碳市场清缴履约义务，企业需要购买足额碳配额或CCER。考虑到绿电具有零碳特征，应与CCER一样享有减少碳排放的环境权益，但在现行政策体系下，两种机制各自独立考核，导致企业需要重复支付环境费用。建议统筹优化绿证与CCER管理机制，对绿证增加碳减排量的核定和认证，推动绿证获得电-碳市场双认证。同时，进一步明晰绿电项目申请绿证和CCER的规则，避免绿电环境权益重复计算，实现电-碳考核机制有机协同。

数据协同助力核算核查。企业碳排放核算主要计及生产过程的直接碳排放和购买电力热力的间接碳排放。目前，碳排放核算时尚未考虑企业购买绿电占比情况，无法客观真实反映企业碳排放水平。建议推动电-碳市场数据互联互通，依托各省能源大数据中心，汇集电力市场、碳市场数据，探索用电与排放一体化监测方法，构建省级多维监测体系，实现企业层面碳排放数据实时监测，提高统计核算水平。以电力市场交易数据为基础，充分考虑企业的用电结构，精细化核算不同发电类型的碳排放，助力碳市场优化企业购电碳排放核算核查机制，提升碳排放数据准确性。

空间协同保障能源安全。随着碳配额逐年收紧，火电企业经营压力增大。同时，电力市场价格传导机制尚不完善，导致火电企业碳价疏导空间有限。建议合理控制碳价影响，在能源转型过渡期，优先考虑保供要求，近期暂不引入碳配额有偿拍卖，精准稳妥推进碳配额收紧进程。健全辅助服务市场机制，完善辅助服务交易品种，探索推出适应新型电力系统建设的火电机组容量补偿机制，畅通碳价传导机制。