碳排放权交易市场是利用市场机制，控制和减少温室气体排放的一项制度设计，其初衷在于通过配额方式增加碳排放的稀缺性，从而将二氧化碳排放这一能源领域重要的外部性实现内部化，引导社会生产活动向绿色低碳转型。
（来源：微信公众号“奇点能源” 作者：王康）
习近平总书记提出碳达峰、碳中和战略以来，在各个场合多次阐述中国推进达峰、中和的决心和举措，推动停滞多年的碳排放权交易市场建设提速，预计今年6月底，全国性碳排放权交易市场将启动运营，成为各界瞩目的焦点。
二、碳市场促进新型电力系统发展的基本原理
我国碳市场中主要有两类碳资产，一是由政府主管部门对纳入体系内的控排企业分配的碳排放配额，也是碳市场交易的主要标的物。另一种是中国核证自愿减排量（CCER），是指经备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量，理论上对能源生产使用方式进行改进使碳排放低于原来排放基准线的活动，包括可再生能源的开发、林业碳汇和甲烷利用等，都能开发出CCER资产。
CCER可以由承担强制减排任务的企业购买，用来抵销其减排义务，但设置了CCER抵销比例，2020年发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》中规定，控排企业购买CCER不得超过应清缴碳排放配额的5%，而在今年3月30日的《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》中，已不再提5%的限制，表述变为CCER可用于抵销“一定比例”的碳排放配额清缴。
综上，碳市场促进新型电力系统发展主要体现在几个方面：一是煤电企业排放增长，将带动履约成本增加，进一步推高煤电机组成本，削弱其竞争力；二是如果新能源开发减排碳资产，可增加一部分收益，新能源投资动力加大；三是如果绿电消费可有效溯源，用户倾向于使用绿色电力以降低其碳排放，可促进新能源电力发展。
三、关于碳市场促进新型电力市场发展的冷思考
理论上，碳市场机制的上述三方面，符合构建以新能源为主体的新型电力系统的发展方向，但是其作用程度如何，仍需根据碳市场发展情况冷静衡量，当下来看，可能存在以下几方面问题。
（一）碳资产价格较低，传导作用不明显
在碳资产价格方面，我国试点碳市场价格长期低位运行，除2020年北京碳价曾突破100元/吨（但2021年快速回落到30元/吨的水平，当前维持在50元/吨上下），上海、广东的碳资产价格维持在40元/吨的水平，其他试点市场价格更低。全国性碳市场建立之后，碳资产价格如何尚不可知。但可以想见的是，在当前国家控制能源成本给企业减负的大环境下，同时兼顾全国各省发展不平衡等问题，早期碳市场建设的重点工作仍在于探索适宜的运作机制和建立健全的碳监测体系，通过碳价对能源结构进行深度调节的可能性不大，预计全国性碳市场价格仍将维持在低位。
参考上海当前价格，相当于每kWh煤电碳价附加为0.032元/kWh（按照每kWh火电排放800g二氧化碳粗略测算），约为标杆上网电价10%，初步看上去具有一定的影响力。但是由于火电机组自身可获得较大体量的排放权，实际上碳价附加只会体现在配额不足的差额部分，即碳价仅主要对增量有影响，对于促进巨量的存量转型作用并不明显。而在新能源为主体的新型电力系统环境下，新能源的并网、输送、调节、利用成本的增加可能会明显高于0.032元/kWh的水平。所以，通过碳交易机制促进煤电向新能源的转型，依赖于碳配额的收紧程度和碳资产价格的提升。以欧洲碳市场为例，其价格已接近50欧元/吨（约380元/吨），折合每kWh煤电碳价附加约为0.3元/kWh，已能充分发挥抑制化石能源的作用。
（二）CCER资产抵销机制下，难以普遍惠及新能源
关于CCER资产抵销配额的比例，虽然《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》中提到“一定比例”，相对于5%似乎有所放宽，但其比例的显著放大也许不现实。因为在双碳目标下，需要控制的是社会的绝对排放量，在当前的抵销机制下，控排企业的实际最大允许排放为配额总量+可允许抵销的CCER量，在较为严格的控排目标下，CCER抵销比例仍会维持在低值。在八大行业全部纳入控排，CCER抵销比例在5%的情况下，各种CCER可抵销量为4.5亿吨，就算不考虑森林碳汇、电能替代等其他减排方式，每年也仅可容纳5000-6000亿kWh的可再生能源电量开发成CCER资产，明显低于当前可再生能源发电量，也低于风电、太阳能发电量，即便仅考虑未来增量项目，也仅够支撑约4亿千瓦新增新能源的发电量（如抵销比例提高到8%，也仅能支撑6亿千瓦新增新能源的发电量）。
同时，如果CCER开发的额外性原则仍延续（额外性指的是减排项目活动在没有CCER收益支持下，存在诸如财务、技术、融资、风险和人才方面的竞争劣势和障碍因素，因而该项目的减排量在没有CCER收益时就难以产生），平价时代的新能源发电将不满足额外性的要求，CCER抵销配额比例所能支持的有限新能源电量似乎也在昭示这个不利的前景。通过开发CCER资产支持新能源发展的美好期许，似乎也应冷静看待。
（三）碳市场与新能源各类支持政策之间相互衔接的问题
新能源的发展壮大，是各类支持政策相互叠加的成果，新能源补贴退坡之后，在平价上网初级阶段，作为随机波动性强、稳定支撑能力弱和自身抗扰性低的电源品种，如果没有可再生能源消纳责任权重等政策的加持，新能源的发展仍会路途崎岖。当下，新能源所占比重快速增加，依靠传统电源的调节边际，不断消耗电力系统既有安全裕度的发展方式不可维系，特别是以新能源为主体的电力系统中，新能源在调节性和安全性方面也要自证其能。
相对于政策支持，应更多依靠市场机制建立新能源可持续发展方式，这也是理顺电力市场关系以及建立全国性碳市场的主要目标之一。完善电力市场中的电量市场、容量市场和辅助服务市场，目的在于发掘不同电源内在特性的价值，而碳市场设计在于发现不同能源的环境价值，两个市场合理衔接才能通过市场手段寻找能源、环境发展的最优化路径，新能源支持政策也应随两个市场建设而相应调整。而对于新能源而言，当前存在的消纳责任权重、绿证和CCER等支持政策，虽然侧重点有差别，但在提升新能源的竞争力和消纳量，发挥其绿色减碳价值这一核心上，实际上存在较多重叠部分。
譬如，在新能源普遍参与市场交易场景下，购买新能源电力能够降低终端用户碳排放履约成本，那么在电力市场中新能源发电需求提升，可通过绿电价格溢出体现碳资产收益，能有效体现消纳责任权重和碳市场的目标，那么理顺相关政策之间的关系非常重要。为了降低政出多门的相互干扰，需要将各种支持意图并轨到市场机制的设计中，呈现出更加明确的市场信号，才能最有效地利用有限的资源支持新能源的发展，防止叠床架屋式的政策架构造成全社会能源发展成本增加以及利益分配不均等问题。
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