起跑碳市场：电-碳市场的异与同、现状及展望

“千呼万唤使出来”的全国碳市场于7月16日开启了大幕。9点30分，首笔全国碳交易撮合成功，价格为每吨52.78元，总共成交16万吨，交易额为790万元。首批参与全国碳排放权交易的发电行业重点排放单位超过2162家，碳排放量超过40亿吨二氧化碳。

作为全球最大碳市场，中国碳市场甫一开市便热度不断升温，一路打破圈层，有关碳的研究，已成为能源、工业、金融等领域无可争议的显学。

碳市场的开启将对能源变迁和工业生产产生深远影响，而最先直面挑战的，是电力行业。通过电力行业的率先入局来打开碳市场，是全国碳市场启动的基础。当前，电力市场化改革进入深水区，旧患未除，新局压顶，电力市场如何迎接其上游市场碳市场的开启？二者将如何相互影响，又怎样有效衔接？国网能源研究院杨素、丛鹏伟、孙燕一、马莉所撰写的《电—碳市场探讨：异与同、现状及展望》一文从市场范围、推进进程、市场空间、价格机制等方面分析了电—碳市场的协调发展情况，剖析了发电企业所面临的多方位挑战，并为能源电力企业在碳中和愿景下如何加强碳排放管理、加速清洁转型提出建议。现将此文分享给读者。

（来源：电联新媒 作者：杨素等）

当前我国碳排放基数大，且未来一段时期内仍将继续增长。要实现2060年碳中和目标，我国的减排速度需远超发达国家，转型力度前所未有，面临挑战史无前例。电力行业是中国碳排放的主要行业，电力行业碳排放约占中国能源活动二氧化碳排放的40%。采取更加积极的减碳举措，推动电力行业低碳发展是中国应对碳中和目标的重要抓手。除了可再生能源消纳、数字化电网和碳捕捉等相关技术的创新研究外，充分利用电力市场和碳市场对可再生能源消纳和碳减排的作用，进行管理制度上的创新研究，也是碳中和目标实现的重要手段之一。

碳市场和电力市场在双碳目标实现中发挥着重要作用

碳市场：低成本、可持续的碳减排政策工具

碳排放权交易机制是在设定强制性的碳排放总量控制目标并允许进行碳排放配额交易的前提下，通过市场机制优化配置碳排放空间资源，为排放实体碳减排提供经济激励，是基于市场机制的温室气体减排措施；碳是指以二氧化碳为代表的温室气体，与行政质量、经济补贴等减排手段相比，碳交易机制是低成本、可持续的碳减排政策工具。

建立符合我国国情的碳市场对实现碳中和目标具有以下几点作用：一是以市场机制应对温室气体排放的重大体制机制创新；二是有助于激励排放实体低成本完成碳减排目标，助力我国实现温室气体排放总量控制和实现碳中和目标；三是有助于将技术和资金导向低碳发展领域，推动企业发展新旧动能转换，倒逼企业淘汰落后产能、转型升级；四是促进我国形成国际碳定价体系、提高气候变化领域的国际领导力。

电力市场：助力扩展可再生能源消纳空间

电力市场包括广义和狭义两种含义。广义的电力市场是指电力生产、传输、使用和销售关系的总和；狭义的电力市场即指竞争性的电力市场，是电能生产者和使用者通过协商、竞价等方式就电能及其相关产品进行交易，通过市场竞争确定价格和数量的机制。通过深入推进电力市场化改革，推动电力现货市场交易试点，开展跨省区的可再生能源电力现货交易，加快推动辅助服务市场建设等方式。电力市场将对实现“双碳”目标有以下几点重要作用：一是以市场化方式促进清洁能源消纳利用，推动能源结构持续优化；二是加快能源互联网发展，加强生产与市场的深度融合，实现一体化决策，推进发电企业转型为综合能源服务企业；三是提升机组灵活性，及时响应电网调控，有利于推进新型电力系统建设；四是有助于协调作为主要碳排放行业的电力行业率先发挥碳市场的调节作用。

全国碳市场和电力市场建设稳步推进

全国碳市场从发电行业起步

覆盖行业：逐步从单一行业扩展到多行业。初期，仅发电单个行业纳入，未来将拓展至多个行业，包括石油加工及炼焦业、化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业、造纸和纸制品业、民航业等行业中年综合能耗达到1万吨标准煤的企业。

配额分配：逐步增加有偿分配的比重。按照行业基准线对发电企业进行配额分配，初期绝大部分配额将免费获得。发电行业的配额分配采用基于实际发电量和供电量的行业基准线法。未来将适时引入有偿分配，并逐步提高有偿分配的比例。目前生态环境部已公布发电行业配额分配实施方案并开展试算。

交易模式：逐步丰富交易品种和交易方式。初期主要开展配额现货交易，条件成熟后再增加国家核证自愿减排量（CCER）及其他交易产品。生态环境部将推进温室企业自愿减排交易机制改革，尽早将国家核证自愿减排量纳入全国碳市场。

电力市场建设取得积极成效

2015年中发9号文对新一轮电力改革作了总体部署，改革核心内容：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制构架，在发电侧和售电侧开展有效竞争，实施“三放开、一独立、三强化”。其具体建设成效分为以下几点：

一是电力市场交易体系逐步健全。我国已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。目前省间、省内中长期市场已较为完善并实现常态化运行。

二是市场开放度和活跃度显著提升。随着发用电计划的放开，符合准入条件的电力用户、发电企业等市场主体逐步被赋予了购（售）电选择权，市场主体的活力逐步释放。2019年底，公司经营区域内电力交易平台已累计注册各类市场主体14.3万家，是2015年底的近5倍。

三是市场配置资源的决定性作用逐步显现。新一轮电力体制改革以来，我国发用电计划有序放开，逐步建立了市场化的电量电价形成机制，资源配置逐步由以计划为主向市场为主转变，市场化交易规模持续扩大。

截至2019年10月，第一批8个电力现货市场试点已全部启动结算试运行。2020年3月，国家发改委、能源局下发了《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知（发改办能源规〔2020〕245号）》，目前各试点省份正在进一步扩大结算试运行的周期和规模。各省市场建设往往从本省出发，各现货试点的市场设计思路、市场模式、交易品种、交易结算方式等都不尽相同。

统筹推进，促进电—碳市场协调发展

我国电力市场化改革与全国碳市场的建设，都处在逐步推进、逐渐完善的过程。由于两者在总体的建设思路、促进清洁能源发展和减排目标上具有一致性，且都对电力企业具有深远影响，因此需要统筹考虑两个市场的同步推进，促进两个市场协调发展。

电—碳市场相对独立，但关联密切

碳市场和电力市场形成的根源不同，市场运作通常是彼此独立的，是相对独立的两个市场。形成根源上，碳市场属于政策形成市场，主要形成目的是为了助力国家碳减排目标；而电力市场是需求驱动市场，主要是为了满足电力供需方的需求，合理地配置电能资源。市场运作方面，未来随着“碳达峰、碳中和”目标的逐步实现，碳排放量逐渐减少，未来碳市场空间要求逐渐收缩；随着电力体制改革的深入，电力市场化交易比重日益提高，改革红利逐步释放，电力市场空间要求逐渐扩展。

对电力企业来说，发电的同时伴随着碳排放，电力市场和碳市场存在一定关联，具有共同特征。一是两个市场有共同的参与主体，发电企业同时参与两个市场，将对其发电决策和投资行为产生影响。二是两个市场有共同的建设思路，都在建设全国统一市场。三是两个市场有共同的设计理念，均以统一规则为基础，强调顶层设计。四是两个市场有共同的功能作用，都将促进清洁能源发展，促进资源大范围配置。

做好电—碳市场在改革进程中的衔接

发电企业将作为首批纳入行业参与全国碳市场，碳市场与电力市场将会有共同的参与主体，碳市场的建设会对电力市场中火电与可再生能源同台竞价产生一定的影响，需要从市场范围、推进进程、市场空间、价格机制等方面研究全国碳市场与电力市场的协调发展。

在市场范围方面，碳市场和电力市场都是以试点起步，但试点范围不太相同。全国碳市场即将开展，全国统一电力市场也在逐步建设过程中，但各省电力市场模式和进度不一而同。因此在全国碳市场配额的机制设计中，要考虑各地电力市场的发展进度，有区别地进行机制设计。

推进进程方面，碳市场启动之初，我国新一轮电力体制改革尚未开展。经过六年的改革，电力行业的价格机制、交易机制、市场主体等都发生了较大变化，全国碳市场建设需要和电力市场建设进程相协调，互相适应。如碳市场设计需要考虑电改后我国火电企业放开电价的实际情况。考虑电改后涌现的售电主体、增量配电企业、综合能源服务公司等如何参与碳市场等问题。

在市场空间方面，电力市场是随着GDP增长而发展的，碳市场则通过强制碳配额形成，两个市场应相互促进，而非相互制约。电力市场和碳市场要协调推进行业发展与促进减排之间的关系，如企业减排成本的增加和满足社会发展需求的投资能力提升的关系；在减排措施上，也要减少两个市场对企业的双重考核问题。

在价格机制方面，电力市场逐渐由计划过渡到市场，碳成本将影响企业在电力批发市场中的竞争力，碳成本可通过市场传递到用户侧。但对于保留的发用电计划部分，包括下游销售电价部分，一定程度上需要进行联动。

电力行业在绿色交易领域深入拓展

除了碳交易，电力行业已经开展排污权交易、发电权交易、节能量交易、绿色电能交易等多种绿色交易，未来还可能面临可再生能源配额交易、用能权交易等。电力交易与各类绿色交易主要考虑政策、交易及关键技术三方面的协同。

一是政策层面的协同。碳交易、排污权、发电权、用能权、节能量、可再生能源配额均有各自的政策体系，并由不同的政府主管部门制定，在总量目标、覆盖主体、调控手段等方面都需要协同。

二是交易层面的协同。各种交易都有各自交易模式和规则，对于电力企业，要综合考虑多种交易的相互影响，研究建立综合交易决策优化方法及决策技术支持系统。

三是关键技术层面的协同。综合分析各类绿色交易中的关键技术，电力行业绿色交易的关键协同技术包括总量目标协同技术、配额管理及分配技术、MRV（监测、报告、核查）技术、交易系统对接技术、交易品种互认及转换技术、交易结算技术、市场调节技术、市场监管机制等。需深化研究这些关键协同技术，建立高效协同的节能减排管理机制，帮助企业以较低的成本实现节能减排目标。

电力企业参与碳市场面临多方位挑战

电力现货试点市场与碳市场试点范围不一样可能会导致出现一些问题，两个市场中促进节能减排、低碳发展的机制设计需要调节，多元化电力市场主体如何与碳市场纳入主体协调等。

一是配额总量设定问题。全国碳市场总量控制目标应“适度从紧”，但也要考虑经济发展下的电量刚性增长、煤电为主的电源结构短期内难以改变、区域经济发展和能源资源分布不均衡等客观因素。目前疫情叠加中美摩擦等影响，电力增长不确定，可能有配额超发问题。

二是火电持续发展问题。随着发用电计划逐步放开，火电企业开始自主参与电力市场化交易，火电企业竞争加剧，清洁能源加大利用的情况下，火电机组利用小时数逐年降低，火电企业面临一定的经营压力。

三是清洁能源消纳问题。我国新能源装机容量大，与负荷变化匹配度不高，在用电高峰期间对电力平衡的贡献有限，消纳面临挑战。同时，我国电力系统调节能力不足，煤电占比达到51.7%，灵活调节电源比重仅为6%，煤电机组调峰能力较差，可调容量普遍只有50%，供暖期只有20%。需要推动可再生能源消纳市场机制与产业政策、计划手段的有效衔接，通过市场机制减少可再生能源间歇性出力影响，建立健全清洁能源对常规能源的发电权替代机制、辅助服务交易体系，丰富清洁能源交易品种开拓消纳市场等手段，加强系统调节能力建设，服务新能源消纳。

四是市场主体多元化带来的碳市场的定位问题。从市场发展趋势来看，目前售电公司围绕用户需求在终端开展服务，目的是促进减排。未来，售电公司在整个碳市场中会发挥什么样的角色，也是一个重要的问题。

碳中和愿景下能源电力企业任务艰巨

加强碳排放管理

一是建立完善企业碳排放管理体系。从战略层面整合资源，建立完善企业节能减排管理制度、流程及标准，设置碳排放管理机构或专门的人员岗位，负责公司碳排放及碳交易的统筹协调和归口管理。

二是建立完备的碳排放管理辅助配套支撑机制。从人才、信息、风险防范各个方面保障企业碳资产能力建设。加强专业人才培训，并探索建立专业碳核查资质等；通过企业碳资产信息平台，完成实时的信息跟踪和报送；明确碳市场中的各类风险，提前采取风险防范与管控措施。

三是建立企业碳排放及能源消费数据信息平台。完善相应信息平台的建设，与企业现有信息系统有效衔接，获取更为准确的数据，实现系统分析碳排放情况以及能源使用效率，为制定目标、参与市场和完成履约奠定基础。

四是加强碳市场领域的交流合作。建议碳市场领域交易机构、金融机构、发电企业、电力用户和研究单位加强交流与合作，拓展在低碳领域和碳交易方面的业务发展机会。

加速清洁转型

一是推动能源生产方式向清洁主导转变。电力企业要加速推动主营业务向低碳、清洁能源业务转型。在加快煤炭等传统化石能源清洁化利用的同时，加大水能、风能、太阳能等低碳清洁能源开发力度，促进清洁能源大规模开发和消纳，实现多能互补和优化配置，推动能源结构优化升级，更好地促进清洁发展。

二是推动技术创新和商业模式创新。为实现能源转型，需用科技技术革命做原动力。电力企业要加大研发投入，通过持续的科技创新，推动风电和光伏发电成本下降，突破非常规油气勘探开发、核电、储能、氢能等能源技术，推动能源产业格局调整变化。利用5G、人工智能、物联网等信息化技术，推动能源生产消费各环节革新，培育能源新模式、新业态。

三是全方位深化能源国际合作。电力企业要持续深化能源研究领域扩大开放，积极参与和国际能源企业的合作与交流，潜心研究国际发展经验，探讨共同构建全球能源治理格局、共同推动绿色发展合作的中国方案，创新推动、引领全球能源治理升级。

版权声明

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，版权所有，如需转载、使用或翻译成其他语言，需经本刊同意并注明出处。作者杨素、丛鹏伟、孙燕一、马莉供职于国网能源研究院。