當前我國電力市場和碳市場仍處于獨立運行狀態(tài)，二者促進“雙碳”目標實現(xiàn)的協(xié)同合力尚未形成?！半?碳”市場在參與主體、價格影響、交易品種等方面存在關(guān)聯(lián)，但兩大市場在市場建設進程、配額考核目標等方面協(xié)同性不足，需要相應完善“電-碳”市場相關(guān)機制。
來源：微信公眾號“能源研究俱樂部” ID：nyqbyj
作者：朱劉柱 張理 王寶 （國網(wǎng)安徽省電力有限公司經(jīng)濟技術(shù)研究院）
一、我國電力市場與碳市場發(fā)展現(xiàn)狀
電力市場通過大范圍資源優(yōu)化配置促進能源電力高效率利用和可再生能源高比例消納，碳市場則通過碳排放權(quán)交易推動全社會以最低經(jīng)濟成本實現(xiàn)二氧化碳最大減排，“電-碳”兩大市場在服務“雙碳”目標上具有一致性。今年以來，碳市場由部分試點轉(zhuǎn)為全國運行，電力市場中綠電交易正式上線，兩大市場關(guān)聯(lián)性進一步凸顯。
（一）“電-碳”市場運轉(zhuǎn)情況
電力市場方面。近年來，我國已基本建成以中長期交易為主、現(xiàn)貨交易發(fā)揮重要作用的電力市場體系，電力市場的能源資源優(yōu)化配置作用持續(xù)彰顯，尤其是通過完善跨省區(qū)交易、電力輔助服務等市場機制，很好地促進了可再生能源消納。當前風電、光伏等新能源主要按優(yōu)先發(fā)電方式獲得收益，電力市場仍以火電等常規(guī)電源參與為主?！半p碳”目標下，可再生能源消納責任考核不斷加碼，推動風、光等新能源發(fā)展進一步提速，新能源參與電力市場交易步伐將加快。電力市場為落實可再生能源消納責任提供了主要市場環(huán)境，尤其是近期國家在電力中長期市場框架下啟動了綠色電力交易試點，為電力用戶直接使用綠色電力提供了新渠道。全國首批綠電交易共17個省259家市場主體參與，交易電量達79.35億千瓦時。
碳市場方面。2011年國家在北京、天津、上海、重慶、湖北（武漢）、廣東（廣州）、深圳等省市啟動碳排放權(quán)交易試點，首次明確碳市場交易規(guī)則。碳排放權(quán)交易把二氧化碳排放權(quán)作為商品進行買賣，納入碳減排的企業(yè)會分配到一定的碳排放配額，企業(yè)實際碳排放小于配額的結(jié)余部分，可作為碳排放權(quán)在碳市場出售；企業(yè)實際碳排放大于配額的超排部分，則需購入相應的碳排放權(quán)或國家核證自愿減排量（CCER）〔1〕。試點碳市場建設以來，電力、鋼鐵、水泥等20余個行業(yè)近3000家重點排放企業(yè)參與碳市場，累計成交量約4.3億噸、成交額近100億元。在試點基礎上，2017年12月全國碳市場啟動建設，2021年7月正式上線交易，發(fā)電行業(yè)作為全國碳排放最大行業(yè)（碳排放占比超過40%）首批納入，涉及2225家發(fā)電企業(yè)，后續(xù)鋼鐵、水泥、電解鋁等高耗能行業(yè)也將逐步納入，碳市場覆蓋范圍不斷擴大。
（二）“電-碳”市場相互關(guān)聯(lián)
參與主體方面。當前電力市場參與主體包括發(fā)電行業(yè)、電力用戶以及售電公司；碳市場參與主體僅包括發(fā)電行業(yè)，后續(xù)鋼鐵、水泥、電解鋁等高耗能行業(yè)也將陸續(xù)進入，電力市場和碳市場覆蓋主體范圍日趨重疊。
價格影響方面。從發(fā)電側(cè)看，火電企業(yè)在碳市場購買碳排放權(quán)將增加生產(chǎn)成本，并通過電力市場將成本向電力用戶傳導，最終反映在電價上；從用電側(cè)看，綠電具有零碳特征，用戶在電力市場購入綠電后其碳排放量將減少，從而降低碳排放權(quán)購買需求，抑制碳價上漲。
交易品種方面。從發(fā)電側(cè)看，風、光等新能源發(fā)電企業(yè)既可以選擇在電力市場參與綠電交易出售綠色電量，也可以選擇在碳市場參與CCER交易出售碳減排量，而綠色電量和碳減排量具有換算關(guān)系，出售綠色電量就相當于出售了碳減排量；從用電側(cè)看，不論用戶在電力市場購入綠色電量還是在碳市場購入CCER碳減排量，均能達到碳減排目的，電、碳兩大市場通過新能源相關(guān)品種可實現(xiàn)交易互通。
二、“電-碳”市場協(xié)同發(fā)展主要問題
從國外能源轉(zhuǎn)型實踐看，“電-碳”市場協(xié)同發(fā)展在推動能源清潔發(fā)展、應對氣候治理、優(yōu)化資源配置等方面作用顯著?！半p碳”目標加快實現(xiàn)背景下，我國電力市場和碳市場協(xié)同推動能源清潔低碳轉(zhuǎn)型的需要日益迫切，然而當前電力市場和碳市場仍相對獨立運行，發(fā)展協(xié)同性亟待提高。
市場建設模式及進程不一致。一方面，碳市場采用全國統(tǒng)一市場模式，而電力市場采用“統(tǒng)一市場、兩級運作”模式，且各省級電力市場在建設進程、實施方式上有所差異，導致電力市場與碳市場銜接存在壁壘。另一方面，電力市場主體涉及發(fā)電、用電等多個行業(yè)，以及售電公司等主體；而碳市場參與主體僅包括發(fā)電行業(yè)以及鋼鐵、水泥等高耗能行業(yè)，電力市場中的其他行業(yè)、售電公司等主體能否參與碳市場尚未明確。
市場配額考核目標不銜接。當前碳市場和電力市場分別由不同的政府機構(gòu)負責管理，電、碳兩大市場配額考核目標銜接性不足。主要表現(xiàn)在，一方面碳市場配額主要依據(jù)歷史排放量、實際產(chǎn)出水平以及技術(shù)進步帶來的排放強度變化等因素確定；另一方面，電力市場參與主體承擔的可再生能源電力消納責任權(quán)重則主要依據(jù)新能源發(fā)展規(guī)模、電網(wǎng)消納水平、電源結(jié)構(gòu)等因素確定。同時，碳市場配額對各市場主體進行差異化考核，而可再生能源電力消納責任權(quán)重設定暫未考慮各主體差異性，不利于推動高耗能高排放等主體承擔更高的消納責任權(quán)重。
電力碳排放核算方法待完善。按照現(xiàn)行溫室氣體排放核算方法，行業(yè)碳排放包括化石燃料燃燒排放、工業(yè)生產(chǎn)過程排放、購入使用的電力熱力排放以及固碳產(chǎn)品隱含排放。其中：用戶購入電力按照省級電網(wǎng)統(tǒng)一碳排放因子核算碳排放量，由于未考慮用戶購入電量中綠電比例差異，采用統(tǒng)一折算因子無法真實反映用戶碳排放水平。以華東某外向型企業(yè)為例，年購入電量1億千瓦時，為增強國際競爭力，其綠電購入比例達30%，明顯高于當?shù)乜稍偕茉措娏ο{責任權(quán)重，則按統(tǒng)一折算因子核算，該企業(yè)購入電力對應的碳排放量為79.21萬噸/年〔2〕，而該企業(yè)由于購入高比例綠電，其購入電力對應的實際碳排放量僅59.71萬噸/年〔3〕。
碳價向電價傳導難度大?；痣娖髽I(yè)通過技術(shù)改造或在碳市場購買碳排放權(quán)，均將帶來碳減排成本。當前全國碳市場碳價水平在40~50元/噸左右（折算為度電成本約0.05元/千瓦時），明顯低于國際水平，隨著碳市場配額分配日趨收緊，全國碳價將呈上漲趨勢。歐盟碳市場碳價向電力市場傳遞率在0~1之間，我國電力市場化程度不及歐美，碳市場剛剛起步，碳價向電價傳導更為困難。電力富余時，火電企業(yè)通常采用報低價策略，電價難以反映碳價成本；電力緊缺時，火電企業(yè)通常報高價來傳導碳減排成本，從而推動電力用戶更傾向于購買綠電。同時，火電企業(yè)難以向居民、農(nóng)業(yè)等保障性電力用戶傳導碳價。面對碳價傳導困難，火電經(jīng)營效益將進一步下滑，從而降低系統(tǒng)發(fā)電容量充裕性，電力供應保障面臨更大挑戰(zhàn)。
綠電和CCER交易銜接機制不健全。電力市場中的綠電交易和碳市場中的CCER交易相對獨立，風、光等新能源發(fā)電企業(yè)既可參與綠電交易，也可參與CCER交易，而當前綠電交易和CCER交易銜接關(guān)系尚未明確，新能源發(fā)電企業(yè)可在兩大市場同時獲利。同時，《碳排放權(quán)交易管理辦法（試行）》將CCER交易的碳減排抵消比例限制在5%，抵消比例過低不利于提高用戶消費綠電積極性。
三、“電-碳”市場協(xié)同發(fā)展完善思路
立足實現(xiàn)“雙碳”目標，加快“電-碳”市場協(xié)同發(fā)展，需要政府層面持續(xù)完善“電-碳”市場相關(guān)機制，不斷夯實“電-碳”市場協(xié)同發(fā)展、同向發(fā)力的政策基礎。
“電-碳”市場建設進程上，充分考慮電力市場建設進度和模式差異，強化碳市場頂層設計，持續(xù)完善市場覆蓋范圍、總量目標和配額分配等制度。逐步將高耗能、交通運輸?shù)刃袠I(yè)以及售電公司等主體納入碳市場，確保電、碳兩大市場參與主體范圍更加一致。加強碳市場與電力市場交易平臺的互聯(lián)互通和信息共享，支撐電、碳市場協(xié)同運轉(zhuǎn)。
“電-碳”市場配額目標上，健全碳排放配額和可再生能源消納責任權(quán)重總量設定方法，既要充分考慮產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)升級和節(jié)能技術(shù)進步帶來的碳排放強度變化，又要精準考量綠電消費增加帶來的碳減排貢獻。加快推動各市場主體承擔的可再生能源電力消納責任權(quán)重差異化設定，對高耗能、高排放等主體設置更高權(quán)重，依托兩大市場共同推進能源電力清潔化發(fā)展。
“電-碳”市場考核規(guī)則上，加快建立統(tǒng)一規(guī)范的碳排放統(tǒng)計核算體系，依托電力市場交易區(qū)分用戶的綠電消費量和化石能源電力消費量，充分體現(xiàn)綠電零碳特征，確保碳排放考核更加精準。明確綠電對應的碳減排量全額納入碳市場配額核減，促進市場主體積極參與電力市場綠電交易、加大綠色電力消費，通過電力市場中的綠電交易建立“電-碳”市場相互促進的紐帶關(guān)系。
“電-碳”市場價格機制上，健全以新能源為主體的新型電力市場體系，探索建立體現(xiàn)容量備用價值的電力容量市場，形成容量補償機制；新增轉(zhuǎn)動慣量、爬坡等輔助服務新品種，依托綠電在兩大市場中的環(huán)境價值探索能源轉(zhuǎn)型成本疏導新路徑。健全碳價發(fā)現(xiàn)機制和價格傳導機制，推動保障性用戶承擔的碳減排成本，通過電價附加等方式向用戶合理傳導，確保全社會碳減排成本傳導范圍覆蓋全部用戶。
“電-碳”市場交易品種上，明確風、光等新能源發(fā)電企業(yè)參與電力市場中綠電交易和碳市場中CCER交易的銜接關(guān)系，取消綠電和CCER交易碳減排抵消比例限制，合理設計綠電和CCER交易的互認抵扣機制，推動電力市場中綠電交易的碳減排信號向碳市場傳導，實現(xiàn)碳價和綠電環(huán)境價值互動互促、均衡發(fā)展。
〔1〕CCER:在我國境內(nèi)實施的可再生能源、林業(yè)碳匯、甲烷利用等項目對應的溫室氣體減排量。
〔2〕按照華東電網(wǎng)排放折算因子0.7921tCO2/MWh計算。
〔3〕根據(jù)生態(tài)環(huán)境部發(fā)布《省級二氧化碳排放達峰行動方案編制指南》，煤電排放因子取0.853tCO2/MWh。
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