當(dāng)前我國電力市場(chǎng)和碳市場(chǎng)仍處于獨(dú)立運(yùn)行狀態(tài)，二者促進(jìn)“雙碳”目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的協(xié)同合力尚未形成?！半?碳”市場(chǎng)在參與主體、價(jià)格影響、交易品種等方面存在關(guān)聯(lián)，但兩大市場(chǎng)在市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)程、配額考核目標(biāo)等方面協(xié)同性不足，需要相應(yīng)完善“電-碳”市場(chǎng)相關(guān)機(jī)制。
來源：微信公眾號(hào)“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(jì)技術(shù)研究院）
一、我國電力市場(chǎng)與碳市場(chǎng)發(fā)展現(xiàn)狀
電力市場(chǎng)通過大范圍資源優(yōu)化配置促進(jìn)能源電力高效率利用和可再生能源高比例消納，碳市場(chǎng)則通過碳排放權(quán)交易推動(dòng)全社會(huì)以最低經(jīng)濟(jì)成本實(shí)現(xiàn)二氧化碳最大減排，“電-碳”兩大市場(chǎng)在服務(wù)“雙碳”目標(biāo)上具有一致性。今年以來，碳市場(chǎng)由部分試點(diǎn)轉(zhuǎn)為全國運(yùn)行，電力市場(chǎng)中綠電交易正式上線，兩大市場(chǎng)關(guān)聯(lián)性進(jìn)一步凸顯。
（一）“電-碳”市場(chǎng)運(yùn)轉(zhuǎn)情況
電力市場(chǎng)方面。近年來，我國已基本建成以中長(zhǎng)期交易為主、現(xiàn)貨交易發(fā)揮重要作用的電力市場(chǎng)體系，電力市場(chǎng)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(wù)等市場(chǎng)機(jī)制，很好地促進(jìn)了可再生能源消納。當(dāng)前風(fēng)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(chǎng)仍以火電等常規(guī)電源參與為主?！半p碳”目標(biāo)下，可再生能源消納責(zé)任考核不斷加碼，推動(dòng)風(fēng)、光等新能源發(fā)展進(jìn)一步提速，新能源參與電力市場(chǎng)交易步伐將加快。電力市場(chǎng)為落實(shí)可再生能源消納責(zé)任提供了主要市場(chǎng)環(huán)境，尤其是近期國家在電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)框架下啟動(dòng)了綠色電力交易試點(diǎn)，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(gè)省259家市場(chǎng)主體參與，交易電量達(dá)79.35億千瓦時(shí)。
碳市場(chǎng)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(dòng)碳排放權(quán)交易試點(diǎn)，首次明確碳市場(chǎng)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(jìn)行買賣，納入碳減排的企業(yè)會(huì)分配到一定的碳排放配額，企業(yè)實(shí)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(chǎng)出售；企業(yè)實(shí)際碳排放大于配額的超排部分，則需購入相應(yīng)的碳排放權(quán)或國家核證自愿減排量（CCER）〔1〕。試點(diǎn)碳市場(chǎng)建設(shè)以來，電力、鋼鐵、水泥等20余個(gè)行業(yè)近3000家重點(diǎn)排放企業(yè)參與碳市場(chǎng)，累計(jì)成交量約4.3億噸、成交額近100億元。在試點(diǎn)基礎(chǔ)上，2017年12月全國碳市場(chǎng)啟動(dòng)建設(shè)，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(chǎng)覆蓋范圍不斷擴(kuò)大。
（二）“電-碳”市場(chǎng)相互關(guān)聯(lián)
參與主體方面。當(dāng)前電力市場(chǎng)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(chǎng)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(jìn)入，電力市場(chǎng)和碳市場(chǎng)覆蓋主體范圍日趨重疊。
價(jià)格影響方面。從發(fā)電側(cè)看，火電企業(yè)在碳市場(chǎng)購買碳排放權(quán)將增加生產(chǎn)成本，并通過電力市場(chǎng)將成本向電力用戶傳導(dǎo)，最終反映在電價(jià)上；從用電側(cè)看，綠電具有零碳特征，用戶在電力市場(chǎng)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(jià)上漲。
交易品種方面。從發(fā)電側(cè)看，風(fēng)、光等新能源發(fā)電企業(yè)既可以選擇在電力市場(chǎng)參與綠電交易出售綠色電量，也可以選擇在碳市場(chǎng)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(dāng)于出售了碳減排量；從用電側(cè)看，不論用戶在電力市場(chǎng)購入綠色電量還是在碳市場(chǎng)購入CCER碳減排量，均能達(dá)到碳減排目的，電、碳兩大市場(chǎng)通過新能源相關(guān)品種可實(shí)現(xiàn)交易互通。
二、“電-碳”市場(chǎng)協(xié)同發(fā)展主要問題
從國外能源轉(zhuǎn)型實(shí)踐看，“電-碳”市場(chǎng)協(xié)同發(fā)展在推動(dòng)能源清潔發(fā)展、應(yīng)對(duì)氣候治理、優(yōu)化資源配置等方面作用顯著?！半p碳”目標(biāo)加快實(shí)現(xiàn)背景下，我國電力市場(chǎng)和碳市場(chǎng)協(xié)同推動(dòng)能源清潔低碳轉(zhuǎn)型的需要日益迫切，然而當(dāng)前電力市場(chǎng)和碳市場(chǎng)仍相對(duì)獨(dú)立運(yùn)行，發(fā)展協(xié)同性亟待提高。
市場(chǎng)建設(shè)模式及進(jìn)程不一致。一方面，碳市場(chǎng)采用全國統(tǒng)一市場(chǎng)模式，而電力市場(chǎng)采用“統(tǒng)一市場(chǎng)、兩級(jí)運(yùn)作”模式，且各省級(jí)電力市場(chǎng)在建設(shè)進(jìn)程、實(shí)施方式上有所差異，導(dǎo)致電力市場(chǎng)與碳市場(chǎng)銜接存在壁壘。另一方面，電力市場(chǎng)主體涉及發(fā)電、用電等多個(gè)行業(yè)，以及售電公司等主體；而碳市場(chǎng)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(chǎng)中的其他行業(yè)、售電公司等主體能否參與碳市場(chǎng)尚未明確。
市場(chǎng)配額考核目標(biāo)不銜接。當(dāng)前碳市場(chǎng)和電力市場(chǎng)分別由不同的政府機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)管理，電、碳兩大市場(chǎng)配額考核目標(biāo)銜接性不足。主要表現(xiàn)在，一方面碳市場(chǎng)配額主要依據(jù)歷史排放量、實(shí)際產(chǎn)出水平以及技術(shù)進(jìn)步帶來的排放強(qiáng)度變化等因素確定；另一方面，電力市場(chǎng)參與主體承擔(dān)的可再生能源電力消納責(zé)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(shí)，碳市場(chǎng)配額對(duì)各市場(chǎng)主體進(jìn)行差異化考核，而可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重設(shè)定暫未考慮各主體差異性，不利于推動(dòng)高耗能高排放等主體承擔(dān)更高的消納責(zé)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(jí)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(shí)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(shí)，為增強(qiáng)國際競(jìng)爭(zhēng)力，其綠電購入比例達(dá)30%，明顯高于當(dāng)?shù)乜稍偕茉措娏ο{責(zé)任權(quán)重，則按統(tǒng)一折算因子核算，該企業(yè)購入電力對(duì)應(yīng)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(duì)應(yīng)的實(shí)際碳排放量?jī)H59.71萬噸/年〔3〕。
碳價(jià)向電價(jià)傳導(dǎo)難度大。火電企業(yè)通過技術(shù)改造或在碳市場(chǎng)購買碳排放權(quán)，均將帶來碳減排成本。當(dāng)前全國碳市場(chǎng)碳價(jià)水平在40~50元/噸左右（折算為度電成本約0.05元/千瓦時(shí)），明顯低于國際水平，隨著碳市場(chǎng)配額分配日趨收緊，全國碳價(jià)將呈上漲趨勢(shì)。歐盟碳市場(chǎng)碳價(jià)向電力市場(chǎng)傳遞率在0~1之間，我國電力市場(chǎng)化程度不及歐美，碳市場(chǎng)剛剛起步，碳價(jià)向電價(jià)傳導(dǎo)更為困難。電力富余時(shí)，火電企業(yè)通常采用報(bào)低價(jià)策略，電價(jià)難以反映碳價(jià)成本；電力緊缺時(shí)，火電企業(yè)通常報(bào)高價(jià)來傳導(dǎo)碳減排成本，從而推動(dòng)電力用戶更傾向于購買綠電。同時(shí)，火電企業(yè)難以向居民、農(nóng)業(yè)等保障性電力用戶傳導(dǎo)碳價(jià)。面對(duì)碳價(jià)傳導(dǎo)困難，火電經(jīng)營效益將進(jìn)一步下滑，從而降低系統(tǒng)發(fā)電容量充裕性，電力供應(yīng)保障面臨更大挑戰(zhàn)。
綠電和CCER交易銜接機(jī)制不健全。電力市場(chǎng)中的綠電交易和碳市場(chǎng)中的CCER交易相對(duì)獨(dú)立，風(fēng)、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(dāng)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(chǎng)同時(shí)獲利。同時(shí)，《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(fèi)綠電積極性。
三、“電-碳”市場(chǎng)協(xié)同發(fā)展完善思路
立足實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，加快“電-碳”市場(chǎng)協(xié)同發(fā)展，需要政府層面持續(xù)完善“電-碳”市場(chǎng)相關(guān)機(jī)制，不斷夯實(shí)“電-碳”市場(chǎng)協(xié)同發(fā)展、同向發(fā)力的政策基礎(chǔ)。
“電-碳”市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)程上，充分考慮電力市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)度和模式差異，強(qiáng)化碳市場(chǎng)頂層設(shè)計(jì)，持續(xù)完善市場(chǎng)覆蓋范圍、總量目標(biāo)和配額分配等制度。逐步將高耗能、交通運(yùn)輸?shù)刃袠I(yè)以及售電公司等主體納入碳市場(chǎng)，確保電、碳兩大市場(chǎng)參與主體范圍更加一致。加強(qiáng)碳市場(chǎng)與電力市場(chǎng)交易平臺(tái)的互聯(lián)互通和信息共享，支撐電、碳市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)轉(zhuǎn)。
“電-碳”市場(chǎng)配額目標(biāo)上，健全碳排放配額和可再生能源消納責(zé)任權(quán)重總量設(shè)定方法，既要充分考慮產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)升級(jí)和節(jié)能技術(shù)進(jìn)步帶來的碳排放強(qiáng)度變化，又要精準(zhǔn)考量綠電消費(fèi)增加帶來的碳減排貢獻(xiàn)。加快推動(dòng)各市場(chǎng)主體承擔(dān)的可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重差異化設(shè)定，對(duì)高耗能、高排放等主體設(shè)置更高權(quán)重，依托兩大市場(chǎng)共同推進(jìn)能源電力清潔化發(fā)展。
“電-碳”市場(chǎng)考核規(guī)則上，加快建立統(tǒng)一規(guī)范的碳排放統(tǒng)計(jì)核算體系，依托電力市場(chǎng)交易區(qū)分用戶的綠電消費(fèi)量和化石能源電力消費(fèi)量，充分體現(xiàn)綠電零碳特征，確保碳排放考核更加精準(zhǔn)。明確綠電對(duì)應(yīng)的碳減排量全額納入碳市場(chǎng)配額核減，促進(jìn)市場(chǎng)主體積極參與電力市場(chǎng)綠電交易、加大綠色電力消費(fèi)，通過電力市場(chǎng)中的綠電交易建立“電-碳”市場(chǎng)相互促進(jìn)的紐帶關(guān)系。
“電-碳”市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制上，健全以新能源為主體的新型電力市場(chǎng)體系，探索建立體現(xiàn)容量備用價(jià)值的電力容量市場(chǎng)，形成容量補(bǔ)償機(jī)制；新增轉(zhuǎn)動(dòng)慣量、爬坡等輔助服務(wù)新品種，依托綠電在兩大市場(chǎng)中的環(huán)境價(jià)值探索能源轉(zhuǎn)型成本疏導(dǎo)新路徑。健全碳價(jià)發(fā)現(xiàn)機(jī)制和價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制，推動(dòng)保障性用戶承擔(dān)的碳減排成本，通過電價(jià)附加等方式向用戶合理傳導(dǎo)，確保全社會(huì)碳減排成本傳導(dǎo)范圍覆蓋全部用戶。
“電-碳”市場(chǎng)交易品種上，明確風(fēng)、光等新能源發(fā)電企業(yè)參與電力市場(chǎng)中綠電交易和碳市場(chǎng)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(shè)計(jì)綠電和CCER交易的互認(rèn)抵扣機(jī)制，推動(dòng)電力市場(chǎng)中綠電交易的碳減排信號(hào)向碳市場(chǎng)傳導(dǎo)，實(shí)現(xiàn)碳價(jià)和綠電環(huán)境價(jià)值互動(dòng)互促、均衡發(fā)展。
〔1〕CCER:在我國境內(nèi)實(shí)施的可再生能源、林業(yè)碳匯、甲烷利用等項(xiàng)目對(duì)應(yīng)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(jì)算。
〔3〕根據(jù)生態(tài)環(huán)境部發(fā)布《省級(jí)二氧化碳排放達(dá)峰行動(dòng)方案編制指南》，煤電排放因子取0.853tCO2/MWh。
評(píng)論