火電企業碳成本疏導機制研究

曹安國 沙冠男

申能股份有限公司

0 引言

2019 年以來，以發電行業為突破口，全國碳排放權交易市場正式啟動清繳履約，標志著中國規模以上火電企業全部參與到全球最大規模的低碳減排市場實踐中。發電行業碳排放量占全國總排放的比例超過四成，推動發電企業積極參與碳市場，通過市場機制穩妥、有序實現減碳降碳，對國家實現“碳達峰、碳中和”的戰略目標意義重大。

通過碳市場推動能源行業低碳轉型，火電企業碳排放成本的疏導在其中居于核心地位。碳成本傳導至終端，通過價格杠桿可引導消費側優先選擇低排放企業，同時消費側的反饋將進一步激勵發電企業主動作為，通過技術改造、優化運行方式、科技創新等手段降低碳排放。但碳成本的疏導幅度需要維持在一定合理水平，過度疏導或者疏導不足都有可能扭曲市場價格，偏離市場最優解，甚至傳遞相反的市場信號。如碳成本過度疏導，則發電企業就會缺乏有效降碳的動力，消費者也會承受過度的物價上漲壓力，不利于經濟社會發展；而碳成本疏導不足甚至完全不疏導，也是當前中國碳市場的現狀，一方面讓消費者失去自主選擇低碳電源的權利，成本變動無法通過穿越效應［1］帶動終端消費側減碳，另一方面碳成本全部由發電企業消化，削弱了行業的整體盈利水平。而中國發電集團的傳統是通過火電企業的盈利推動集團的低碳轉型——提高新能源裝機、對火電企業技術改造、低碳前沿技術的試驗創新等，盈利水平的下降延緩了行業低碳發展的步伐，當發電商無法完全回收成本時，投資激勵會被嚴重抑制，進而造成系統裝機容量的動態下降，最終帶來更多限電和停電事件，使消費者承受更大損失。嚴重情況下，甚至會影響國家能源戰略安全，2021年以來高煤價成本無法疏導對電力保供造成的困境殷鑒不遠。

碳市場是政府人為設計的針對環境負外部性定價的一種制度，而火電企業碳成本疏導的最主要市場——電力市場，同樣是圍繞電力技術經濟特性而人為設計的制度。碳成本疏導，不僅涉及碳市場，更是與電力市場機制、市場結構、電價形成等息息相關，需要政策設計者總體統籌、精密設計。“碳達峰、碳中和”新形勢下，為構建新能源占比不斷提高的新型電力系統，電力行業的系統特征和市場機制正在經歷深刻變革，最直接的變化是新能源比例不斷提升對火電企業的生產運行狀態與經營策略產生巨大影響，如高比例新能源地區火電企業作為調峰機組需頻繁啟停或長期低負荷運行，其碳排放強度勢必與設計值產生偏離；如非完全電力市場下電價無法有效疏導，經濟壓力下火電企業加大摻燒力度引起碳排放波動；而碳成本變化直接影響電力系統的運行狀態和各類電源的競爭地位，碳成本給火電帶來的不同壓力也會進一步改變其在電力市場與碳市場的經營策略。同時，中國社會主義國家性質、絕大多數火電行業作為國企的責任與使命，又賦予了電力行業特殊的地位與意義，即必須確保對整個國民經濟的基礎支撐作用、必須保障絕對的安全供應。因此，如何有效地疏導火電企業碳成本，在確保絕對安全穩定的前提下引導電力行業轉型發展，成為電力與碳市場設計者必須考慮的核心問題。

本文對國內外發電企業碳成本疏導的行業現狀進行了梳理，分析了碳成本疏導的路徑，提出了符合中國發展實際的成本疏導方案建議，并根據典型地區電力行業數據進行了行業影響測算。

1 碳成本疏導路徑分析

碳交易市場的宗旨是通過確定排放總量目標，明確排放權的稀缺性，采取無償及有償方式分配排放權配額，以市場認可的交易平臺、靈活有效的交易機制，實現碳排放權的商品化。對于納入碳市場管理的控排企業來說，碳排放權意味著必須通過采購碳配額來補充其排放缺口，或者將多余的碳配額到市場中出售來獲取收益。因此，碳市場將碳配額設計為一種具有稀缺價值的投入要素，進而使其構成排放主體在行為決策時必須權衡的機會成本［2］，即碳排放配額對企業來說屬于機會成本。

對火電企業而言，碳市場機制促使經營管理層將碳排放納入生產經營決策甚至投資決策，在市場營銷、生產運行、燃料采購、財務安排等多個維度考慮碳排放的綜合影響。火電企業不同機組類型、技術路線、容量水平等存在差異，導致碳排放成本存在差別，進而改變了不同機組的總成本排序。碳市場建設初期，碳成本在電廠總成本中占比相對較小，如按照某地碳市場2023年碳價50元/t計算，年發電按3 000 h，300 MW容量亞臨界機組年度碳配額缺口約50萬t，碳成本折合度電為0.027元/kWh，總成本（包括固定成本與變動成本）按照0.6元/kWh計，碳成本約占總成本4.6%。但是需要注意的是，由于中國的電力市場機制限制，在能源價格較高時，燃料成本尚無法得到有效疏導，盡管碳成本的占比不高，但是由于燃料成本無法疏導,導致發電企業經營困難，碳排放成本足以成為壓垮企業的最后一根稻草，2021 年以來，中國西部7 省份多家發電企業反映企業現金流緊張無法進行碳市場履約。隨著碳市場深入發展，碳成本持續提高，當碳成本占總成本達到一定比例后，不同類型機組的碳成本差異累積至一定值，電力現貨市場環境下，基于邊際成本的市場出清機制將導致電力系統調度的順序發生變化，碳排放強度較低的機組可能優先發電，盡管該機組的燃料成本可能更高；這將導致低碳機組的市場競爭力提升，進而促使電力行業向低碳化方向轉型。

從對消費者的引導角度，火電企業的主要產品是電力與熱力，部分燃氣機組主要提供電力輔助服務等附加產品，這些產品的使用者包括電力用戶、熱力用戶、電網企業等，對于此類用戶的低碳引導主要體現在產品價格上，如電價、熱價與輔助服務價格。需要根據不同碳成本來體現產品價格的變化，通過產品價格信號來激勵消費者增加使用低碳產品、減少使用高碳產品。如果產品無法通過價格等信號區分碳排放，產品使用者無法切身感受節能降碳的壓力，碳市場的減排效果將大打折扣。

李雪慧等人［2］的研究證明，碳成本的有效傳導有利于社會福利的提升。良好的碳成本疏導使碳排放的環境負外部性進行內部化，使之趨向于社會最優。而在電力市場中，碳成本向電價的傳導程度決定社會福利的提高，電力用戶的電價越高，對低碳消費的激勵程度越大，就越有利于提升社會福利。同時，碳成本疏導也會產生福利分配的公平性問題，發電商存在過度傳導來獲取超額利潤的可能。但從不同市場主體的角度看，所謂超額利潤獲取也存在一定爭議。從電力消費者的視角，碳成本向電價的完全疏導意味著消費者剩余的減少，相當于變相向發電商提供補貼；德國反壟斷辦公室在2006 年警告電力公司濫用市場支配地位過度傳導碳成本。而從發電商的視角，碳成本的出現勢必會壓縮電源的壽命，迫使發電企業在更短時間進行成本回收，所以發電企業獲取所謂的超額利潤是解決擱淺成本、進行綠色轉型的需要。碳成本過度疏導的問題另一方面源于國外電力市場對電價沒有或者很少有過度的限制，發電企業參與電力市場可以在不同的供需條件下通過不同交易策略獲取高額電價；而中國電力市場一般都有嚴格的價格限制，中長期交易電價被限制在基準價上下浮動20%以內，現貨價格也一般限制在0.6～1.5 元/kWh 以內，即便是燃料成本尚無法完全疏導，更不會出現所謂的超額利潤問題。

綜上所述，要實現CO2排放控制，對電力、熱力等市場的疏導是關鍵，即碳排放定價機制的作用必須以電力定價機制為制度前提才能發揮作用；在CO2排放價格能夠比較順利地傳遞至電力價格的基礎上，碳排放定價制度設計或者定價的準確性才更具有顯著意義。而碳成本疏導對社會福利會產生影響，疏導方式必須在中國政治經濟的特殊國情下，在電力行業與用電企業可承受的前提下，兼顧效率與公平穩妥實施。

2 國內外相關現狀

2.1 國外市場

2.1.1 歐盟碳市場

歐盟碳市場（EU Emissions Trading Scjeme，簡稱EU ETS，也可翻譯為“歐盟排放交易體系”）自2005年開始啟動運行，是世界上第一個旨在減少溫室氣體排放的交易系統。EU ETS 遵循“總量管制與交易”原則，企業通過分配或拍賣獲得排放配額，并根據需要使用或交易配額。通過限制溫室氣體的年度排放上限、逐步降低排放總量等手段，推動整個歐盟碳排放降低。經過近20年的持續優化，歐盟碳市場逐步趨于完善。歐盟碳市場的發展歷程分為四個階段，四個階段的碳價見圖1，不同階段的主要特點如下：

1）第一階段，2005 年-2007 年：啟動初期，歐盟碳市場控排企業主要集中于發電和重工業領域，數量超過10 000 家。CO2排放限額應用于大于20 MW 的發電和供熱裝置，以及鋼鐵、水泥和煉油等能源密集型工業部門。此時市場僅包括三種溫室氣體，分別為CO2、N2O 和全氟碳化物（PFCs）。根據相關資料，2005 年歐盟ETS 排放限額為20.96億tCO2當量（MtCO2e），各成員國自主確定各自的碳排放配額上限。為吸引更多的市場主體廣泛參與，同時也由于部分成員夸大其自身所需排放，這一時期免費配額的實際發放比例接近100%，免費配額分配方法采用歷史排放法（即祖父法），這也導致了這一階段碳價總體處于下跌趨勢，部分時段價格甚至達到零。在這一階段，不遵守排放規定的企業被處以40歐元/tCO2罰款。

2）第二階段，2008 年-2012 年：根據第一階段的教訓，第二階段開始考慮未來碳配額的稀缺性，避免配額過度分配，第二階段初期歐盟碳價開始階段性回暖。但由于2008 年全球金融危機發生，歐盟企業碳排放下降，配額供過于求，導致碳市場價格再次下跌。這期間，歐盟碳市場新增了冰島、挪威、列支敦士登、保加利亞和羅馬尼亞五個成員，成員國擴充至30 個國家；同時，硝酸生產過程中產生的氮氧化物（NOx）被列為排放氣體并被納入碳市場；2012 年1 月1 日起，市場開始覆蓋航空業。第二階段，歐盟碳市場的排放配額上限仍主要采用各成員國自主確定的方式，免費配額的實際發放比例有所縮減、但仍占總排放的90%左右，免費配額分配方法仍采用歷史排放法；7%的部分根據績效指標（最佳績效產品、更高的分配信貸收益率）通過對標法進行自由分配；約有3%的部分通過拍賣方式進行分配。在第二階段，歐盟委員會刻意實施了更嚴格的排放配額上限，排放總額度與2005 年相比減少了6.5%。然而，根據ICAP（2021）的報告，2009年歐盟總排放配額為2 049 MtCO2e，僅比2005 年減少47 MtCO2e，與宣布的減少6.5%相去甚遠。

3）第三階段，2013 年-2020 年：2013 年，歐盟對碳市場進行了重大調整，一是歐盟總排放配額上限從各國自主確定調整為歐盟委員會統一確定，避免了以往各國過多分配配額的傾向；二是通過“線性減排因子”方法每年遞減可分配碳配額總量；三是更多的成員國更多的行業采用拍賣方式分配配額，控排企業的排放成本陡增。這一時期，歐盟碳市場進一步擴容，增加了新成員克羅地亞，成員國達到31國；同時，歐盟碳市場囊括的領域包括碳捕獲和儲存裝置、石化產品、氨、有色和黑色金屬、石膏和鋁的生產，同時增加了己二酸和乙醛酸等化學品制造等。根據相關數據，2019年歐盟三大碳排放行業分別為電力行業、石油/天然氣生產和金屬行業。在第三階段，約有43%的配額采用“行業基準線法”進行免費分配，剩余57%的配額需要進行拍賣獲取。其中，電力部門排放配額已實現100%拍賣分配；制造業仍然存在免費分配的配額（達到一定量級），其余排放額將進行拍賣；航空部門15%的排放配額進行拍賣，82%根據基準免費分配，剩下的3%成為行業新進入者和快速發展的航空公司的特殊儲備。

4）第四階段，2021年至今：這一階段，歐盟碳市場的行業覆蓋和配額分配方式并未發生大的變化，仍有約43%的配額進行免費分配，剩余57%的配額通過拍賣獲取。但歐盟設定了雄心勃勃的氣候目標并出臺了一系列強有力的舉措。2021年7月，歐盟委員會發布了“Fit for 55”一攬子計劃，以實現相比1990年排放水平減排至少55%的目標。該計劃將歐盟碳市場置于歐盟脫碳議程的核心，包括一次性降低排放總配額，并將線性折減系數從2.2%提高到4.2%。這將要求歐盟碳市場在2030年實現相比2005 年減排61%的目標。受此影響，歐盟碳價2021 年一路走高，截至2023 年5 月碳價最高突破100歐元/t關口。

2.1.2 歐盟成員國等碳成本疏導經驗

英國政府自20世紀80年代末開始啟動電力市場化改革。改革過程中，英國政府不斷根據市場運行狀況、能源形勢帶來的挑戰和新要求，及時調整市場機制。截至目前，英國電力市場建設主要經歷了以下四個階段［4］。第一階段（1989-2000年），行業結構重組、私有化和電力庫模式建立；第二階段（2001-2004年），新電力交易制度（NETA）建立；第三階段（2005-2013年），電力交易和傳輸機制(BETTA模式）建立。第四階段（2014年至今）：實現低碳發展的新一輪改革。新一輪電力市場化改革主要包括四大措施：一是對低碳電源建立差價合約機制（CFDs）；二是建立發電容量市場機制；三是設立排放績效標準（Emissions Performance Standard，EPS）；四是引入最低碳價機制（Carbon Price Floor）。

1）差價合約機制

政府確定各類低碳電源的合同價格（strike price）并設立相應機構，與發電商簽訂差價合同，確保低碳能源在參與市場競爭中仍能以合同價格獲得收入；同時與售電商簽訂售電合同，按售電量收取低碳費以分攤對發電商補貼而產生的成本支出額。只有符合標準的電源才能申請差價合約，合格的標準如下：（1）低碳能源；（2）新能源容量要大于規定的最小值；（3）工程擁有有效的建筑許可和并網許可(最低標準)，對于某些技術(尤其生物質能)將有一些額外的要求；（4）如果已有的混合火力電站(同時燃燒生物質和化石燃料)已經接受可再生能源義務，它們可以接受一個差價合約轉變為生物質能火力電站；（5）大的工程要求提供給交付機構一個政府認可的符合標準的供應鏈計劃，申請者需要提供工程名稱、規模、地點、預期投產時間和是否分期交付。符合相關標準的低碳發電企業根據先到先得的差價合約發放原則在市場中以差價合約規定的價格獲得電量收入，即若市場參考價（市場平均成交價）低于差價合約價格則以差價合約價格計，其差價由政府補貼；若市場參考價高于差價合約規定的價格則高出的部分返還。其中核電、部分生物質能發電等差價合約的市場參考價為季度或年度平均價，其周期較長；而光伏、風電等差價合約的市場參考價則為每日平均價，其周期較短。

2)發電容量市場

為了應對原有高碳電廠不斷關閉和新建新能源電站的間歇性和靈活性問題，保障供電安全，英國還建立容量市場機制，以吸引發電投資和需求側參與市場。容量市場是在現有的電量市場外單獨設置的，可以由供應側和需求側兩個方面來參與，電力生產者可同時在這2 個市場操作，新建和已有電源、需求側資源、儲能設施均可參加。容量市場機制由政府指定機構或售電商作為購買方，在政府授權下對未來電力需求作出評估并組織容量招標，并在所有售電公司中分攤，以保障電力長期供應安全。交易方式為集中競價或雙邊交易，并可采用物理交易或金融性的容量期貨權交易。

3)排放績效標準

為了使英國能達到其碳減排目標，限制高碳電源的發展，對在英國建立的任何新電廠，都要限制碳排放量，明確禁止新建碳排放超過450 g/kWh的煤電廠。這個排放標準只要求新建機組必須滿足，對過去已建成的機組并不追溯。新的碳排放標準意味著所有新建燃煤機組必須安裝碳捕捉與封存等裝置。

4)最低碳價機制

2013年左右歐盟的碳交易價格較低，在英國無法有效激勵投資商投資低碳能源。為減少投資者的顧慮，保證碳的價格公正合理，更有力地激勵投資者投資于低碳發電，英國政府設立了碳交易價格下限，規定在2013 年、2020 年和2030 年的碳價格下限分別為16、30、70英鎊/t，當歐盟碳排放交易市場的成交價格低于政府規定的價格下限時，由政府補償其差價部分，費用納入政府年度預算。碳價格支持機制有助于提高碳投資的經濟效益，從而提高對低碳發電的投資興趣。最低碳價機制通過增加電力批發價格，影響傳統能源價格競爭力。低碳發電不必支付碳排放費用，經濟競爭力增加，因此，鼓勵了對低碳發電的投資［5］。

2.1.3 對中國碳成本疏導的相關啟示

通過上文可以看到，英國電力市場改革是與歐盟碳市場協調互補的一攬子方案體系，通過電力體制改革的各項政策設計與碳市場的有效銜接，引導對低碳電源的投資激勵。通過增加電力批發價格來疏導傳統電源的碳排放成本。通過容量市場來保障中長期的發電容量充裕性，其資金也是最終來源于電力用戶。同時，通過設立排放績效標準等一系列舉措保障改革具體落地。

在包括英國在內的傳統發達國家，由于碳市場、碳稅等碳排放定價機制實施較早，碳排放成本通過與電力價格之間進行的多種復雜互動進行疏導。Sijm等［6］對德國和荷蘭的研究表明，2005年上半年有39%～73%的碳排放成本轉移至終端電力價格中，而2005 年全年則有60%～80%的成本轉移，而且這種轉移比例持續上升。Ahamada 等［7］研究了碳排放價格對電力價格的非線性影響，發現德法兩國的非線性影響存在國別差異。圖2中歐盟碳價與德國電力市場價格趨勢表現出較強的一致性，二者的相關系數為0.75，顯示出德國電價對碳排放成本的疏導作用。Hintermann［8］發現德國發電企業至少有84%的碳成本甚至是超額碳成本會通過電價轉嫁給消費者；澳大利亞在碳價政策實施兩年后居民電價上升了10%，工業電價上升了15%，現貨批發價格則上升了59%。上述研究表明在國外發達國家電力行業的CO2排放成本疏導及控制主要是通過電力價格來實現的。美國加州通過電力市場與碳市場的協調配合，成功實現了其設計初衷，碳市場實現了節能減排目的，電力市場疏導了發電企業成本，有效激發了電力行業向清潔、低碳轉型的巨大潛力。

圖2 德國電價與歐盟碳價走勢對比

必須注意的是，國外發達國家對碳成本的有效疏導是建立在比較成熟的競爭性電力市場基礎之上的，且在發展過程中會根據具體情況進行政策與機制的動態調整。而中國電力市場化改革還在進行中，以電力現貨市場為標志的競爭市場交易機制和配套規制還在探索中，因此碳成本疏導機制設計必須統籌兼顧碳市場與電力市場的建設進程，探索符合中國國情與市場發展階段的成本疏導方式。

2.2 中國市場

2.2.1 中國電力市場建設情況

2015年3月，中共中央、國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），標志著我國新一輪電力體制改革正式拉開帷幕。2021 年10 月《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)正式印發，煤電原則上全部電量進入市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動20%”范圍內形成上網電價，推動工商業用戶全部進入市場，建立電網代購電機制，電力體制改革進一步深化。截至2022年底，國網經營區域內各電力交易中心共注冊市場主體473 149 家，較2021 年底新增106 669 家。2022 年，國網經營區各交易中心總交易電量完成55 902億kWh，同比增長3.5%。其中，市場交易電量41 283 億kWh，同比增長43.0%。截至目前，我國已初步形成在空間范圍上覆蓋區域、省級，在時間周期上覆蓋年度、月度、月內的電力中長期交易及日前、日內的現貨交易，在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務、可再生能源消納權重等交易品種的市場體系結構。電力市場化交易規模持續擴大，交易機制不斷完善，多層次、全國統一的電力市場體系正在形成中。由于各地電力市場機制的不同，不同省份電價區別較大。2021年下半年以來，能源價格高企，在電力現貨市場尚未開啟的省份市場電價一般在基準價的基礎上，上浮接近20%（20%為政府規定的中長期電價上浮上限），在電力現貨市場運行地區，電價在有限的范圍內發生波動。圖3 為2022年山西月度日前與實時現貨均價。

圖3 2022年山西月度日前與實時現貨均價

2.2.2 我國碳市場建設情況

2010 年，《國務院關于加快培育和發展戰略性新興產業的決定》明確提出，建立和完善主要污染物和碳排放交易制度。2011 年10 月，國家發改委印發《關于開展碳排放權交易試點工作的通知》（發改辦氣候〔2011〕2601 號），啟動北京、上海、天津、重慶、湖北、廣東和深圳七省市開展碳交易試點工作。在七大試點城市碳市場運行的基礎上，全國碳市場于2021 年7 月正式開鑼交易。市場采取“雙城”模式，即上海負責交易系統，湖北武漢負責登記和結算系統。初期選取約2 200家火電企業參與其中，市場總規模約40億t，成為全球“覆蓋碳排放量”最大的碳市場。國家碳市場運行以來，碳配額價格從最開始的50 元/t 略有下降，2022 年至今穩定在55～60元/t左右。中國碳市場日平均成交價格見圖4。

2.2.3 存在的主要問題

中國特色的社會主義市場經濟體制與電力市場改革歷史決定了我國電力市場與碳市場獨特的體制特征。由于體制機制及歷史原因，我國電力市場和碳市場相對獨立運行，分別由不同的國家部委負責建設，在電力行業內部歸屬不同業務部門管理，這就造成頂層設計時尚未統籌考慮其關聯性、缺乏有效協同。這導致了在電力市場與碳市場中，發電企業的碳排放成本難以得到有效疏導。中國的電力市場存在多重限制，電力中長期市場價格限制在基準價上下浮動20%以內，數量要求作為壓艙石占總電量的90%以上；電力現貨價格一般限制在0～1.5 元/kWh 左右，數量僅占不超過10%；電力輔助服務市場資金盤子一般來源于發電側的零和博弈，輔助服務收入一般僅占電能量收入的1%～2%左右。在燃料價格較高時段，由于中長期與現貨的電價上限限制，燃料成本尚無法通過電價進行疏導，碳排放成本只能由發電企業自身消化；而當燃料成本下降時，由于碳成本占比相對較小，市場競爭壓力下以及地方政府對電價的調控傾向下，電價被迅速通過各種方式進行快速壓低，發電企業只能通過內部管理求生存，碳市場的成本疏導更無從談起。

3 成本疏導方法及模型構想建議

建立火電企業碳排放成本疏導機制，要以應對氣候變化和能源可持續發展為目標，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，推動碳市場與電力市場等的有機融合、協同發展，在疏導火電企業碳排放成本的同時引導下游用戶減碳降碳，形成電力行業上下游協同綠色發展、合作共贏的發展局面，主要構想如下：

1）完善市場化電價形成機制，建立電力中長期價格與燃料市場、碳市場價格聯動機制。電力中長期市場價格可由發用雙方約定，由基準合同電價、煤電聯動價格、碳電聯動價格構成，其中基準合同電價可根據國家相關政策文件或雙方約定確定，煤電聯動價格根據煤價指數的變動幅度約定，碳電聯動價格可參考煤電聯動方式根據碳價指數的變動幅度約定。具體可按照以下公式確定：

其中：

Pde——當期電力中長期市場價格；

Pdc——當期市場煤價指數；

Pdt——當期碳市場價格指數；

Pje——基準合同電價；

Pjc——基準煤價；

Pjt——基準電力碳價。

熱力價格可參照上述電價公式形成碳熱聯動價格。

2）在國家規定的基準電價+上下浮動框架下，單獨設定碳市場聯動價格上下浮動范圍。根據《2021、2022 年度全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》，發電企業碳市場缺口最大約為其總排放量的20%；按照當前碳市場價格60元/t，碳成本一般約為燃料成本（按照基準煤價535元/t）的5%左右。參考當前國家對電價上下浮動20%的限制，并適度考慮后續碳價的上升趨勢，碳市場聯動價格浮動范圍可設定在5%以內。這樣，電力中長期價格分成了碳電聯動價格與原國家規定電能電價兩部分，電能價格仍按照國家要求在基準價基礎上，上下浮動不超過20%，碳價在基準價基礎上，上下浮動不超過5%。

3）在當前用戶分時電價基礎上，設立機組頂峰容量補償機制。當出現類似2022 年燃料成本高企時段，即便電力中長期價格上限提高至25%，仍遠遠無法覆蓋火電成本，特別是隨著新能源比例提升，現貨市場邊際定價機制導致市場出清價格趨近于零，對電力安全保供造成巨大挑戰。為保障中長期電力容量充裕性，可設立發電容量補償機制，由于新建機組、儲能、備用機組等成本投入主要在每年的用電尖峰時段發揮作用，可按照高峰時段可用發電容量進行補償，補償單價可參考已經轉為備用或已完成折舊的煤電機組平均固定成本。如某地2臺300 MW亞臨界機組年度固定成本約3.2億元，年度實際頂峰發電2 000 h，假設通過電能量市場回收固定成本1.2 億元，則容量單價可按照（32 000-12 000）/60/12約為27元/kW/月，建議在詳細測算全國各省份火電機組利用小時、成本與收益情況后分省確定補償單價。初期，建議補償范圍僅限于無容量電費的市場化煤電與燃氣機組，不參與市場或獲得容量電費的機組暫不獲得補償。

4）為降低對用戶用電成本影響，可設立補償觸發機制與用戶尖峰容量電價分攤機制。初期可設立月度觸發機制，當月度煤炭價格指數與碳價指數（由于碳市場履約周期為年度，可取近一年度平均碳價指數）合計超出一定值之后啟動容量補償，后續隨市場發展逐步取消觸發機制改為固定補償機制。容量補償資金按照市場化用戶（包括代購電用戶）當月高峰與尖峰時段用電量比例進行分攤。

4 碳成本疏導情景模擬分析

以東部某地區為例，基于近幾年該地電力裝機等電力數據進行碳排放成本疏導模擬分析。

4.1 高煤價時期碳電聯動成本疏導模擬（2022年）

在2022 年電煤價格較高時期，煤電企業嚴重虧損，該地區所有公用煤機虧損額度約為30 億元。由于電價上限約束，即使達到上限，電費收入也遠遠無法覆蓋變動成本。因此無論配額缺口情況如何，發電企業均應通過碳電聯動進行電價上浮以疏導成本壓力。而通過碳電聯動，能夠小部分緩解煤電企業的經營壓力。在碳電聯動電價上浮5%的情況下，所有亞臨界機組合計增收2 877萬元，占原虧損額的1.9%；所有超臨界機組合計增收1 688 萬元，占原虧損額的4.1%；所有超臨界機組合計增收2 530萬元，占原虧損額的2.4%。見表1。

表1 碳電聯動下發電企業成本疏導情況模擬（萬kW、億kWh、萬元）

4.2 正常煤價時期碳電聯動成本疏導模擬（2020 年）

在煤價降低時期，公用煤機的盈利能力有所分化，亞臨界機組仍處于虧損狀態，超臨界及以上機組略有盈利。在這種情況下市場化電價與碳價之間的聯動關系較為復雜，電價取決于市場供需、發用雙方博弈、政府指導等多方面因素。由于煤機整體處于盈利狀態，大容量高效機組由于配額盈余且盈利能力較強，將傾向于將碳排放收益讓利給用戶以爭取市場份額，而低效機組由于仍處于虧損狀態且配額處于缺口，自身進行碳電聯動進行讓利的意愿不足，但由于市場趨勢仍然會迫使其進行一定的聯動，但可能聯動幅度低于超（超）臨界機組。以此市場形成了分化，通過不同價格信號，高效機組獲得更高利用小時，體現低碳電源的優勢，引導電力用戶低碳用電。假設超超臨界機組碳電聯動-5%、超臨界機組聯動-3%、亞臨界機組聯動-1%，合計可為電力用戶降低用電成本3 621萬元。見表2。

表2 碳電聯動下用戶獲利情況模擬（萬kW、億kWh、h、萬t、萬元）

4.3 容量補償模擬

假設在冬夏高峰時期2個月份由于煤價與碳價較高觸發了容量補償機制，各不同等級機組在不同單價下可獲得的補償費用見表3。全年該地區需支付發電企業容量電費7.18 億元。能夠部分補償發電企業的固定成本。

表3 發電企業獲取容量補償模擬（萬kW、元/kW/月、月、萬元）

該地區所有工商業電力用戶全年用電量約為1 000 億kWh，容量補償機制推高用戶側用電成本約7.18厘/kWh。

5 結論

據以上分析，碳排放成本的有效疏導對能源行業低碳轉型意義重大。在碳排放價格能夠比較順利地傳遞至電力、熱力等價格的基礎上，碳排放定價制度設計才能更好地發揮作用。通過分析發現，歐美等發達國家通過市場機制設計實現了發電企業碳排放成本的疏導，有效降低了區域碳排放，同時部分國家部分時段也存在過度疏導的問題。而中國獨特的電力市場機制能夠有效規避可能的過度疏導問題，核心的矛盾是如何緩解火電企業嚴重的經營困難。本文提出在國家規定的現有政策框架下完善市場化電價形成機制，建立電力中長期價格與碳市場價格聯動機制，單獨設定碳市場聯動價格浮動范圍；在當前用戶分時電價基礎上，設立機組頂峰容量補償機制，為降低對用戶用電成本影響，設立補償觸發機制與用戶尖峰容量電價分攤機制。基于地區電力數據，分情景進行了模擬分析，根據分析結果，電力與碳市場價格聯動機制在高煤價時期能夠有效緩解發電企業經營壓力，在低煤價時期能夠降低用戶用能成本；觸發機制下的容量補償機制能夠在“雙碳”背景下部分補償發電固定成本投入，同時合理平衡用電企業的用電成本上漲壓力。