回归市场建设初心 展望电-碳市场融合

电力行业的绿色低碳转型，在我国经济高质量发展中起到举足轻重的作用。其中，电、碳两个市场的建设运行，在促进电力行业低碳转型的过程中，互为表里，又相辅相成。

作为重要的政策性减排工具，首轮全国碳市场交易在2021年7月成功上线运行。与刚刚起步的全国碳排放权交易市场相比，已发展7年有余的电力市场，已经从省内的成功起步，逐渐迈向全国统一。

（来源：微信公众号“能研慧道” ）

“碳市场的建设，以及减排作用的充分发挥，绝非仅仅取决于碳市场设计本身。”日前，中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟在接受“能研慧道”专访时表示。

“当下，我国的电、碳两个市场建设均处于关键阶段，除了自身的功能设计外，彼此间的关系将对各自市场建设的实质性推进产生重要影响，甚至是决定性影响。只有正确理解‘双碳’目标下碳市场与电力市场之间的经济关系，准确把握碳市场与电力市场建设的协同逻辑，才能更为清晰地捕捉、分析两个市场共同面临的挑战，并加以解决优化。”

能研慧道

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从欧洲多年的碳市场建设经验来看，当前我国碳市场相对宽松的配额发放、缺乏流动性的二级市场，是目前不得不面对的实际情况。在您看来，对于仍处于起步初期的我国碳市场而言，应该如何设计能够支撑包括金融交易在内的各类交易品种和市场机制？

冯永晟：在我看来，碳市场起步初期，过度关注碳价水平其实并无太多实质意义。一方面，碳价实际上是一个短期价格，由于未来价格水平及趋势的不确定性，投资主体很难根据碳价开展实质性的投资行为；另一方面，当前形成的碳交易价格，是在并不完善的碳市场设计框架下形成的，主要是配额的设定与分配，价格发现的准确性仍有待提升，或者说，目前针对稀缺性的人为设定还足以支持起一个高价的基本面。尽管全国碳市场运行半年多来的价格保持了稳定，但价格的水平和趋势更像是一个靠“自觉”来形成的价格，而非一种真正意义的价格“发现”。

因此，如果在市场运行初期就追求相对高的碳价，可能会带来市场风险和金融风险。相对欧盟等其它碳市场较低的初始价格，对我国碳市场起步而言是更为有利的环境。因为这不仅利于各类碳排放主体熟悉碳市场的交易环境，不至于因剧烈的价格波动影响企业运行，特别是在全国统一电力市场建设的摸索期、碳成本传导机制有待理顺的背景下，更有利于电力企业和全行业的平稳运行；与此同时，合理的碳价也有利于市场主体对未来价格趋势做出相对稳定的预期，促使整个市场形成碳价逐渐上升的共同预期。长此以往，市场主体的行为与碳市场设计完善的路径才能保持较高的一致性，进而对市场机制和金融交易品种设计加以丰富和完善。

值得注意的是，碳市场作为减排的主要政策工具，首先需要甄别出的，就是其实体市场的属性，相应地，建设推进的首要落脚点也应是碳商品化。

当前，有些观点主张，“经济意义上的碳资产投资信号，要由碳金融市场提供。”但实际上，碳金融交易的作用首先应该植根于提升实体碳市场的价格发现效率。同时，碳金融交易作为远期交易，其交易的参照基准必然是实体碳市场的预期现货价格；一旦失去现货价格基准，碳金融交易将难以有效开展，自然也无法传递投资信号。

与此同时，尽管金融交易有助于提高碳排放权的资源配置效率，但同时也会放大市场风险。比如，碳期货、碳期权等金融衍生品种的开发，能够提高碳市场的流动性，提升碳价发现的准确性和效率，但是碳市场的复杂性就在于，其本身除了具有政府主导的设计元素外，还离不开各类主体的现实影响，以及各自碳排放特征的差异，这些都构成了碳市场的内在风险。

因此，实现金融资本助力绿色低碳投资，首先要以现货市场为主的碳商品化的顺利实现为基础，进而伴随着关键设计参数，比如配额数量和分配方式的完善而引导碳价遵循预期的上升趋势，催生出丰富的远期交易需求，实现风险对冲和避险。如果碳市场不能准确有效地提供碳价基准，那么基于碳市场的金融活动就不会活跃。换句话说，碳市场中金融交易的成效，首先取决于实体碳市场能否提供一个稳定的碳价趋势，从而使金融交易能够在此趋势上满足交易者的各类需求，并提升碳价的发现效率。

从另一个角度来看，如果实体碳市场难以有效运行，并且面临较大的政策不确定性和设计风险，那么由此开发出的各种金融工具和金融创新，也只会带来过度金融化的后果，小则形成大量违约，多则可能引发系统性金融风险，进而制约碳市场的建设和运行。

因此，碳市场建设必须要科学把握其实体属性与金融属性的关系，实体属性的着眼点落在通过碳商品化来有效地引导减碳行为、创新行为，而非金融投机行为；金融属性必须从属于实体属性，切不可本末倒置，特别是在碳市场起步初期，面对金融机构对碳市场的过度追捧要有清醒认识。

能研慧道

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不同于其他行业和领域，电力市场由于其固有的技术经济特性，需要经由更为精确的市场设计才能建立并实现有效运转，碳市场亦是如此。当前，全国统一电力市场建设启动在即，我们应该如何更好地理解电、碳市场的逻辑关系与运行机理？

冯永晟：竞争性的电力市场是碳市场有效运行的必要基础，其中，碳成本的有效传导，也是评估碳市场和电力市场资源配置效果，促进电、碳两个市场协同推进的重要依据。但当前，尽管电力体制改革经历了7年的迂回推进，在市场化改革方面取得了一定的积极成效，但在“双碳”目标下，电力市场建设的顶层设计和推进方式，也需要在新的时代背景下因时而动，由此促进电、碳两个市场的协同发力，实现电力行业的低碳转型和改革创新。

首先，在经济发展的特定阶段和供给侧结构性改革背景下，电力行业出台的许多改革措施，都遵循了“降价”逻辑，这无疑会给碳成本向电价的传导带来一定困难。但如果不能实现碳成本向电价的合理传导，那么碳市场自身的建设，以及引导全社会低碳转型的作用将大大受限。

第二，电力市场顶层设计不完善、地区改革差异等问题也制约着碳市场的有效运行。一方面，电力现货市场是决定碳成本传导的关键设计环节，但当前的电力现货市场建设仍面临很多认识层面、体制机制层面和现实层面的障碍；另一方面，现货与中长期电量的衔接、保障系统可靠性的容量充裕性和灵活性机制、支撑可再生能源消费的发展机制，以及适应市场化环境的电网监管体制机制等，均尚未能在统一完整的顶层设计框架下给予内在一致的改革方案。

第三，双轨过渡特征突出、计划电与市场电并存且衔接不畅，使碳价进入电价面临着双轨传导的局面。当前，对于一些调节性电源而言，仍面临着利润挤压的风险——一方面，“基准价+上下浮动”的计划电定价机制可以在一定程度上适应碳价变化，但总体上，碳价会压缩计划电的利润；另一方面，如果电力市场的资源配置机制以计划为主，那么碳价将不可避免地影响发电行业的整体利益和发展能力。尽管电力计划配置下的碳价仍可能以更强力度挤出高碳电源，特别是煤电，但也会使电力供求面临整体失衡风险，进而带来系统可靠性隐患，引发缺电、限电，由此造成的社会福利损失可能会更高。如果政府以行政提价方式帮助发电行业传导碳成本，那么又会扭曲碳价的作用，降低碳市场对高碳电源的约束效果。

第四，售电侧放开作为承担市场电交易任务的主要改革政策，也面临着碳市场运行的压力。实际上，当前的售电侧放开，是在批发市场机制尚待健全的条件下推进的零售侧竞争，而且开始时仅以电量竞争，并在现货试点中尝试与批发市场衔接。但这种零售竞争的先天不足，决定了其承受价格波动的能力非常有限，反而制约了批发市场建设。因此，售电侧放开必然面临巨大的改革不确定性，近期多个试点地区陆续出现的现实情况也已经逐渐暴露并印证了这一风险；一旦叠加碳市场运行后的碳成本传导压力，售电侧改革将会处于较为尴尬的境地。这种局面必然会制约碳成本沿市场轨传导的顺畅程度。

最后，各地区电改政策和进度差异较大，导致不同地区电力用户对碳成本传导的实际负担程度存在差异，进而产生一些不利影响。比如电力市场化交易进展较快的地区，碳成本传导相对会更加明显，考虑到地区竞争的需要，一些地方的改革意愿会受到影响。再比如，在跨区交易中，对于电力输入型省份，它们会更希望由外省发电企业来消化这部分碳成本，而不愿传导到本地区的电力用户身上。这些地区因素都制约全国碳市场的建设运行。

能研慧道

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在您看来，“十四五”时期，适合我国国情，适应“双碳”目标的电-碳市场机制与协同效应应该如何确立并发挥？

冯永晟：电力行业作为实现全社会生态文明建设的基石，在电、碳两个市场建设方面均兼具紧迫性与挑战性。在这种情况下，一方面要对碳市场运行前景有合理把握，避免形成短期高碳价的不合理预期，以确定的价格趋势激励低碳技术创新；另一方面，要切实加快推进电力市场顶层设计，坚持系统观念统筹推进电力体制改革。这其中，如何将电、碳两个市场的设计完善和统筹推进，与“双碳”进程紧密结合，将成为“十四五”时期的工作重点。

首先，碳市场与电力市场之间最重要的关联，就在于碳价与电价之间的关系。毋庸置疑的是，碳市场会带来碳成本向电价的传导压力，不过这是碳市场充分发挥以市场化机制引导碳减排的前提条件；同时，碳市场本身也会影响到电力市场的均衡和竞争秩序。

实际上，碳市场的运行在一定程度上削弱了优先发电制度存在的必要性，因为碳市场的直接效果就是改变清洁电源与高碳排放电源的成本对比关系。此外，碳市场的作用除了引导碳排放主体优化投入行为、增强减排效力的作用外，还体现在通过包含碳成本的电价来引导电力用户节能减排。因此，电力市场中的电价发现效率和电力资源配置效率，在很大程度上决定了碳市场引导减排的效果能否充分实现。

其次，在考虑促进可再生能源发展的机制设计时，则需要科学把握碳市场、电力市场与可再生能源发展机制，即（配额+）绿证机制的关系。尽管可再生能源经过十几年的技术进步，其平准成本（LCOE）具有名义上的竞争力，但由于其自身的间歇性、波动性和难预测性等特征，仍难以像常规电源（煤电、气电、水电、核电等）一样直接参与市场，并获得充分回报和投资激励，因此，仍需要某种支撑机制与电力市场衔接。

事实上，碳市场和（配额+）绿证市场是相互配合促进电力行业转型的两大政策机制。在碳排放治理的共同目标下，二者通过电力市场建立起内在的联系。一方面，碳市场会提高高碳电源类型，特别是煤电的成本，天然地使煤电在电力市场中居于成本劣势，进而带来可再生能源发电比重的上升，并提高可再生能源发电的预期收益；另一方面，可再生能源发电可以通过绿证市场获得额外激励，成为其变现投资收益的额外途径，并引导可再生能源投资。

第三，在“双碳”目标指引下的碳市场机制设计、建设运行，都脱不开电力市场的影响。以电力行业起步的全国碳市场建设能否顺利起步，并在“十四五”及之后一个时期内顺利运行，引导高碳行业的碳排放控制，在很大程度上取决于电力市场的建设成效。

目前看来，两大市场机制的构建与完善面临着一些非常相似的任务和挑战：一是都具备全国性特征，因此彼此间的机制协调会面临更多空间和区域因素的影响，无论是电力还是碳排放权，提升全局配置效率正在成为共同目标；二是二者面临着基础设计与完善路径的共同挑战，能源转型与“双碳”目标之间需要深刻把握彼此政策的关切，彼此改革的节奏需要更加科学的权衡，从未破先立，到先立后破，恰恰反映出了两个市场未来的改革思路。

最后，关于两个市场的协同发展，从根本上来看，还是应该回到市场建设的初心——顶层设计、系统思维，当然后面不妨再加上谋定后动、贯彻到底。