“雙碳”目標下碳市場與電力市場協同發展機制分析

薛貴元，吳 晨，王浩然，張慧敏，李 晏，崔茗莉，馮天天

（1. 國網江蘇省電力有限公司 經濟技術研究院，江蘇 南京 210000；2. 中國地質大學（北京） 經濟管理學院，北京 100083）

0 引言

碳排放交易機制，是最典型的市場激勵型碳減排政策工具。為實現“30·60”減排目標，2021 年7 月16 日全國碳市場正式上線運行[1]。

電力行業是目前我國最大的單一碳排放行業，約占各行業總排放量的51%[2]。國家統計局數據顯示，2021 年，我國火力發電量占總發電量的71.13%。電力行業仍然是我國CO2排放的主體，也因此成為碳市場重點管控的對象。在發展初期，2 225 家發電企業被納入為重點排放單位，其CO2總排放量約45 億t，從而構成了全球最大的碳市場[3]。

碳市場與電力市場的運行機制相對獨立，但均期望引導企業降低碳排放[4]。由于全國碳市場交易尚不成熟，且電力市場也處于市場化改革過程中，所以充分挖掘電力企業的減排潛力具有必要性。

本文針對碳市場與電力市場的協同發展展開分析，探索發揮政策工具效用、實現能源格局調整的重要路徑。

1 我國碳市場運行機理及發展現狀

1.1 我國碳市場運行機理

目前，根據交易類型，全國碳市場可分為自愿減排和強制減排2 部分，如圖1。圖中，強制減排市場又稱碳配額市場，主要進行碳配額交易，是全國碳市場的主要構成部分。

圖1 我國碳市場運行機理Fig. 1 The operation mechanism of national carbon market

我國碳市場運行機制：首先，在一級市場中，政府通過設定碳排放總量，根據分配方法將碳配額發放給被納入碳市場的發電企業，并對其履約情況進行監督。其次，參與碳交易的發電企業自行進行碳排放管理，根據配額余缺情況，可在碳市場中進行買賣，碳交易價格由市場決定。如果某企業實際排放量低于配額（如火電廠B），可將富余的配額在碳市場中出售并獲利；反之，如果企業實際排放量高于配額（如火電廠A），可選擇自行減排或購買配額。最后，發電企業需在一定時期內進行碳配額的清繳和履約，未完成者將受到相應處罰。

此外，自愿減排市場是我國碳市場的補充部分，是進行國家核證自愿減排量（CCER）交易主要場所。光伏發電企業、國有林場、集體經濟組織、林業局等是擁有減少CO2排放項目的主體，其通過國家備案核證機構的核準獲得CCER， 并成為CCER 的提供方。CO2排放企業可以在國家溫室氣體自愿減排交易中心購買CCER 來抵消碳配額。目前規定：抵消比例不得超過應清繳碳配額的5%。

1.2 我國碳市場發展現狀

從交易情況來看，全國碳市場交易量的“潮汐”現象明顯：交易高峰主要集中在開市初期、總量核定時期和臨近履約期。如圖2 所示，全國碳市場2021 年7 月16 日上線運營之后，首日成交量410 萬t，成交額2.1 億元，但后續的交易較為冷淡，處于波動狀態。由于9 月末碳配額總量核定發放，9 月29 日、9 月30 日這2 日成交量增幅明顯，平均日達908.62 萬t，之后仍波動明顯。至11 月中下旬后，臨近履約期，成交量再次攀升。（數據來源：上海能源環境交易所）。

圖2 我國碳市場成交量曲線Fig. 2 Trading volume curve of national carbon market

根據目前交易量的測算可知，全國碳市場交易換手率在3%左右。總體來看，全國碳交易市場活躍度仍有較大的提升空間。

從成交價格上看，碳價相對合理，基本在40～60 元/t 的范圍內波動，但穩定性不足。如圖3所示，2021 年7—8 月，由于碳市場剛剛開市，碳價基本穩定在50 元/t 左右；8 月開始碳價逐步下降，10 月末降至42 元/t 左右；臨近履約期時，碳價逐步上升至54 元/t。整體上看，碳價雖波動較大，但基本反映了電力行業在當前減排目標下的邊際負外部成本水平。（數據來源：上海能源環境交易所）。

圖3 我國碳市場收盤價曲線Fig. 3 Closing price curve of national carbon market

從履約情況上看，全國碳市場的第一個履約周期履約完成率為99.5%，履約情況整體良好。截至2021 年12 月31 日，碳排放配額累計成交量達1.79 億t，成交額達76.84 億元。整體上看，全國碳排放權交易市場向好趨勢明顯，但成熟度有待進一步提升[5-8]。

1.3 我國碳市場發展存在的問題

（1）整體架構和配套制度方面

目前，全國碳市場發展路線還沒有明確的規劃方案。如果沒有形成一個涵蓋近期、中期及遠期的減排目標和發展路線圖，全國碳市場發展的預期將不明確，也無法釋放出有效的價格信號[9]。

自2011 年至今，政府已經頒布了一些相關的政策，且試點省市的地方性法規和規章也在不斷出臺。這些政策目前尚無法滿足整體市場的需求。因此，在管理制度與條例方面，全國碳市場不但缺乏“碳排放交易法”這類高效力的法律文件，且總體框架尚不完善，需要細化各項管理制度和條例，統一全國控排企業的報告模板、統計方法、核查機制、配額管理等[10]。

（2）定價機制方面

目前，我國碳交易市場沒有自己的定價機制，缺乏反映碳排放許可權稀缺性的價格機制。由于碳交易價格一般是依據國外的定價機制來定價，故成交價格偏低，不能反映交易標的的真實價值[11]。碳價較低的體制運行背景，會造成經濟信號無法準確釋放，無法促使污染者自行減排、縮小其污染活動規模或停止污染活動[12]。

目前全國碳市場的交易產品以配額現貨為主，沒有期貨、期權、遠期、互換等衍生品的進入；市場金融環境不足，交易品種單一，缺乏相應的價格發現和風險管理工具。該格局雖然降低了炒作投機的風險，但也不利于市場資金規模擴大和市場活躍度的提升。

（3）配額分配機制方面

目前，國家發放的配額過于寬松：碳市場沒有設置總量，試點企業的排放量之和即為配額總量；對發電廠分配的配額數量較多；高排放企業能購買到足夠的配額，低排放企業配額盈余，造成碳市場交易沒有對手方的現實情況[13-16]。此現象會造成減排貢獻力度大的“優等生”無法通過減排體現碳資產的經濟價值，也不利于節能減排技術的進步和碳市場價值的體現。

當前碳配額的分配方式為免費發放。該發放方式決定了碳市場交易難以兼顧價格穩定和持續流動性。從全國碳市場上線后的表現看，在關注碳價的同時，更值得關注的是流動性不足的隱患。交易量嚴重不足，則碳價也缺乏支撐。

（4）缺乏專業人才

對于政府而言，中國的碳交易制度尚在不斷發展中，各方面規則有待完善，制度制定者對碳交易相關理論不熟悉；對于高排放企業而言，碳交易是企業新增加的一大成本，而且企業目前缺乏熟悉碳交易規則和交易風險規避的人才；對于交易參與人員而言，各地區碳交易規則各異，需根據具體情況開展交易。目前熟悉碳交易規則并能靈活進行實踐的人才較少。未來，社會需要培養更多的專業技術人才，從而滿足發展需要。

2 碳市場與電力市場協同發展機制——以江蘇為例

2.1 江蘇電力市場發展現狀

以供需水平為視角。江蘇電網2020 年全口徑發電量5.073 6×1014kW·h，2020 年全社會用電量為6.374×1014kW·h，增速為1.7%：電力需求量遠大于電力供給量。

以電源結構為視角。江蘇火力發電量占總發電量的86.95%，占比較高。

以交易主體為視角。江蘇電力市場交易參與方主要有發電行業、電力用戶、電網企業、江蘇電力交易中心有限公司、電力調度機構以及儲能企業。

以交易方式為視角。江蘇電力市場的交易主要為中長期電力市場交易和電力現貨市場交易，且實現了2 個市場的有效銜接。在電價方面，煤電上網電價在“基準價+上下浮動”范圍內形成市場化的上網電價。

綜上可見，江蘇電力市場交易規模較大，但電源結構亟須優化。江蘇電力市場需要通過參與碳交易，形成“倒逼機制”，達到優化能源結構的目的。

2.2 碳交易對江蘇電力市場的作用機理

雖然我國正在加快全國統一電力市場的建設，但是電力交易仍處于分省運行的狀態；因此，本文選擇從省域視角展開研究。以江蘇電力市場作為研究對象。基于圖1 全國碳市場交易機理，考察碳市場對江蘇電力市場主體行為決策的影響。

2.2.1 模型假設

第一，電力市場范圍為江蘇省電力市場，不涉及跨境和跨省交易。假定電力市場中信息公開透明，所求的均衡解是確定性的非隨機變量，這樣可以避免非完全信息帶來的復雜性。電力市場的市場主體包括：碳排放權買方火電廠商（以下簡稱，碳排放權買方）、碳排放權賣方火電廠商（以下簡稱，碳排放權賣方）和可再生能源廠商。

第二，只考慮火電行業的碳排放權交易，不考慮其他行業。碳市場的交易主體為碳排放權買方和賣方。在碳排放權交易市場中，配額按照年度指標進行分配和計算。

第三，發電廠商均在可再生能源配額制下運行。在綠色證書交易市場中，只研究可再生能源廠商和火電廠商之間的綠色證書交易。可再生能源廠商每生產一單位的綠電對應一單位的綠色證書。

2.2.2 模型構建

分別對碳排放權火電廠商的買方、賣方和可再生能源廠商構建收益函數。

（1）碳排放權買方火電廠商收益函數模型

令該廠商的售電收入為Ip,sel。該廠商的支出包括：運行成本Cp,om、耗煤成本Cp,fue、購買綠證費用Cp,gc、購買碳排放權費用Cp,em和減排成本Cp,bp。

模型構建如下。

式中：Pe為電價；qp為碳排放買方的發電量；Qp,em為碳排放權交易量；Mp為碳排放買方單位發電量運行維護費用；a、b和c分別為火電廠商的成本系數；α和Pc分別為可再生能源配額率和綠證價格；ω為單位火電的碳排放量；cbp為碳排放權買方火電廠商的單位碳排放量的減排成本。

（2）碳排放權賣方火電廠商收益函數模型

令該廠商的收入包括售電收入Is,sel和出售碳排放權的收入Is,em；該廠商的支出包括運行成本Cs,om、耗煤成本Cs,fue、購買綠證費用Cs,gc、和減排成本Cs,bs。

模型構建過程如下。

式中：qs為碳排放賣方的發電量；Qs,em為碳排放權交易量；Ms為碳排放賣方單位發電量運行維護費用；cbs表示碳排放權賣方單位碳排放量的減排成本。

（3）可再生能源發電廠商收益函數模型

以收益最大化為目標。

令該廠商的收入包括售電收入Ig,sel和出售綠證的收入Ig,gc；廠商的支出為機組運行成本Cg,om。

模型構建過程如下。

式中：qg為可再生能源發電量；Mg單位發電量運行維護費用。

2.2.3 模型求解

電力市場：利用收益最大化原理，對上述各主體的收益函數求一階偏導，從而得到考慮長期投資條件下，碳排放權買方、賣方火電廠商和可再生能源發電廠商的產出。

在均衡條件下，進一步分析碳價和綠證價格，具體見以下公式：

基于上述公式進行進一步分析，發現碳價和綠證價格同時受到多種因素的影響。下面具體分析碳價和綠證價格對碳排放權買方、賣方火電廠商和可再生能源發電廠商的影響機理。

表1示出了在中長期交易條件下，自變量與因變量之間的關系。表中，“+”表示自變量與因變量正相關，“-”表示自變量與因變量負相關。

表1 火電廠行為對碳價和綠證價格的影響Tab. 1 Influence of thermal power plant behavior on carbon price and green certificate price

分析表1 可以發現：

（1）碳排放權買方火電廠商發電量qp的增加，會增加碳排放權的需求，從而推高碳價Pa。變量qp和變量Pa之間呈現出正相關性。同理，在總發電量一定的情況下，碳排放權賣方火電廠商發電量（qs）的增加，碳價也隨之降低，可見變量qs和變量Pa之間呈現出負相關性。

（2）qp/qs增加，可再生能源的配額量增加，對綠證的需求增加，從使得綠證價格上升。火力發電量qp/qs與綠證價格之間存在著正向關系。

（3）輔助服務和電廠投資所造成的收益或者支出的直接影響因素是裝機容量，而不是發電量，但是發電裝置的運行成本會影響到碳價和電價。

3 電-碳市場協同發展的建議

基于上述分析，對電力市場與碳市場融合發展，從以下4 個方面提出政策建議。

（1）建立電網公司碳排放管理體系

一方面，開展全面、精準的碳盤查。利用電源側和電網測數據，搭建碳排放管理平臺，為電網公司碳資產管理提供決策支持。

另一方面，電力企業應成立以碳資產管理部門作為核心的管理平臺，統一領導、組織、規劃、指導和監管下屬區域公司和基層公司開展碳資產管理工作。同時，電力企業可以拓展企業低碳技術服務、碳排放核查等服務市場，利用電能能耗數據優勢和連接供電側和用電側的平臺優勢，為客戶提供全產業鏈、差異化、一體化的低碳業務綜合服務[17,18]。

（2）完善碳結構電子沙盤系統的建設

要發揮碳市場工具的作用，需要提高企業獲取碳排放權的成本；因此，全國碳市場應逐步推出拍賣配額。企業出于履約考慮將提升對清潔電能的需要，以減少由于電能消耗導致的間接碳排放。因此，為更好地滿足清潔能源大規模、高比例、點對點精確接入的需要，應該進一步完善碳結構電子沙盤系統建設，進一步發揮好行業的統計信息、標準管理、專家團隊等方面的作用。基于區塊鏈、智能合約等新技術加強智能電網建設，提高新能源發電的消納比例，充分挖掘可再生能源的效益。另外，由于電網公司掌握“源-網-荷”側的電力數據，是碳排放核算、碳市場額度分配的基礎，因此，電網公司可以為碳結構電子沙盤系統提供支持。

（3）合理化火電企業補償機制

低碳電力場景下的電力供應安全問題越來越重要[19]。為應對該問題，可從2 個方面入手：一是可以通過提高燃煤電廠生產靈活性[20]、調節運行水平，以滿足不同季節、月或周的需求變化。可以鼓勵火電廠推進技術改造，提高火電物理靈活性。二是對火電機組進行補償。補償機制包括：出售調峰權、對于參與調峰的機組補償服務費用、容量補償機制等[21]。電力市場作為一個整體，在做決策時應從短期和長期2 個角度進行考慮，綜合考慮容量市場、中長期市場、現貨市場的收益，使三者相互影響[22]。

（4）加強人才培養和交流

電網企業應當加速培養和儲備具有超前意識和創新能力的相關專業人才，為深入參與碳市場、開展碳交易以及各種碳金融等衍生業務提供人才條件。應對從業人員進行相關資質認證與審核，并定期培訓；同時，出臺相關政策，鼓勵更多的金融、環保、能源行業從業者從事碳交易相關工作。

此外，電網企業還應積極尋求外部合作，加強與業界專家、高層次研究機構的溝通對接，拓展合作領域。