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构建电-碳协同机制助力绿色低碳转型

周云

电力规划设计总院双碳技术研发中心

（中能智新科技产业发展有限公司）

唐惠珽

中信建投期货有限公司研究发展部

（来源：中能传媒研究院作者：周云唐惠珽）

当前，电力市场和碳市场发展取得较好成绩，电力现货试点建设成效显著，市场范围、规模逐步扩大，市场体系、机制创新发展，形成有效的分时价格信号，能够发挥资源优化配置作用。第一履约期结束后，全国碳市场交易价格走势合理稳定，但市场流动性不足、价格信号失真，有待稳固碳交易制度基础，设计开放有效市场机制，加快推进碳排放权期货上市。电力市场集中竞价下新能源优先出清、优先消纳，以期降低电力系统碳排放水平，与碳市场目标一致，加强两者市场衔接具有逻辑基础。现阶段，两者市场运行机制相对独立，促进两者协同发展、形成合力，助力绿色转型、减少排放、降低消费成本成为必然趋势。

一、碳市场：推进完善制度框架，合理放开交易约束

现阶段，碳配额价格相对合理，基本反映了电力行业现阶段的边际负外部成本。第一履约期结束后，挂牌协议价走势平稳，震荡区间55～60元/吨。截至2023年7月14日，全国碳市场上线交易两周年，碳配额累计成交量2.4亿吨，累计成交额110.3亿元。全国碳市场平稳运行的同时，也暴露出诸多问题，如市场流动性不足，换手率仅为2.6%，存在明显的“潮汐效应”，场外大宗协议交易占总交易量的83%，价格信号失真，难以引导碳减排资源优化配置。碳市场的成熟发展离不开坚实的法律基础和开放的市场机制。

法律基础仍待加强，法规草案待审未定。目前，中国已基本构建起碳交易的“四梁八柱”，但市场交易的主要依据是生态环境部关于碳排放权登记、交易和结算的三个管理规则，在法律和行政法规上并无直接规范。按照国务院2023年度立法工作计划，政府正在加紧推动《碳排放权交易管理暂行条例》（以下简称《暂行条例》）尽快出台。《暂行条例》将成为中国碳市场发展的重要里程碑，构成碳排放交易相关规章的纲领及制定依据，保障全国碳市场发展路线明确清晰，帮助碳市场释放有效的价格信号，逐步将市场覆盖范围扩大到更多能源密集型行业。

利弊并存，机构准入尚需时日。当前，全国碳市场仅允许控排单位进行交易，金融机构等其他类型的参与者被排除在市场之外。《暂行条例》草案表明，其他类型的机构或个人可能会纳入市场，但没有具体的时间表。机构投资者对促进市场健康运行具有重要作用，可利用其成熟的市场经验和风险管理能力，提高碳交易活跃度，拓展市场广度和深度。然而，过度投机或成为市场风险点，例如欧盟碳市场，近年来金融机构参与程度提高导致碳价波动幅度扩大，东欧国家和一些工业企业因不堪忍受碳成本的上升，呼吁调查碳市场投机行为。最终，欧盟出于对市场流动性的考虑，放弃了限制金融机构碳市场准入，这也为我国后续机构准入调整提供了参考。

二、碳衍生品：稳妥推进排放权期货，着力提升市场流动性

全国碳市场运行初期存在的市场流动性不足、价格信号失真等问题，从宏观层面可归咎于制度框架不全、交易约束严格，从微观层面，企业自身的交易策略和风险偏好使得问题加剧。具体表现为：

一是企业碳交易原始动力来自控排企业履约清缴前的配额短缺或过剩，在有储存机制时，配额盈余企业能够继续保留配额以供后续年份使用。当市场流动性充裕时，企业可以将剩余配额变现以缓解短期资金压力，而后在履约前买回配额。然而，地方试点碳市场尚未证明长周期内充足的流动性，企业往往担心卖出的配额能否买回，或者买回的成本是否过高。尽管机构或者个人投资者是提高市场流动性的有效工具，但如果没有企业“接盘”，最终的风险将全部转移给投资者。

二是生产型企业往往是风险厌恶型的，当市场极度缺乏流动性时，企业无法以合理成本及时获得配额以完成履约清缴，往往会采取不参与交易的保守策略。对于有一级市场的地方试点碳市场，如果政府有偿发放配额的预期明朗，企业大概率会选择在一级市场中购买短缺配额。因此，即便配额总量足够大，现货市场也难以解决无刚需的政策产品在交易中价格发现和风险规避的根本问题。

借鉴欧盟经验，积极稳妥构建碳衍生品市场是改善上述问题的有效举措。控排企业和其他存在碳风险敞口的企业，可以利用碳衍生品来管理碳价波动风险。投资者依靠碳衍生品价格信号，评估其投资组合中的气候变化风险，分配资本，以从能源转型机会中受益。此外，衍生品市场通过提供有关碳资产的前瞻性信息，在提高市场透明度、价格发现和市场效率方面扮演着重要角色，有助于实现长期可持续发展目标，并向决策者提供有关碳价监管的有用信息。因此，有必要积极稳妥推进碳排放权期货等衍生品的上市。

三、电-碳互动：做好碳、电价格合理传导，加强市场机制衔接

碳市场发展将增加化石能源发电成本，推高传统电源成本，影响电力市场出清价格。碳、电价格传导效果由电力市场结构、碳成本传递率和企业购电策略共同决定。以欧盟市场为例，碳价传递至电价的一个典型实例发生在2006年5月，市场参与者意识到2005年配额供应过剩，欧盟碳价下跌10欧元/吨二氧化碳当量，彼时批发电价立即下降5～10欧元/兆瓦时，此次电价调整与其他可能影响电价的能源市场波动无关，可直接归因于碳价下跌。

全国碳市场与电力市场通过碳配额、碳信用形成了初步链接，但尚未产生有效联动。全国碳市场仅设置强度上限，配额供应相对宽松，且均为免费分配，尚未对电力企业的碳排放行为形成强有力约束。此外，高耗能行业基准电价上浮上限取消，有利于碳成本向电价传导，其他行业碳、电价格传导路径尚未通畅。总体来看，碳成本传导至传统能源发电成本额度有限，未来随着两者市场运行成熟，市场化价格形成机制日趋完善，有必要健全电-碳市场融合发展机制，建立合理高效的碳、电价格传导机制，利用高效低碳机组优先调度的市场机制，鼓励企业强化减排技术应用，吸引资金进行低碳投资。

绿电市场是电力市场重要组成，与碳市场有效融合将有助于以更低的成本实现碳减排目标，并降低电力市场价格。为做好碳市场与电力市场衔接与协调，2023年3月至6月，天津、北京、上海等地方试点碳市场陆续将外购绿电排放因子调整为0，意味着绿电市场对碳配额需求存在潜在的挤出效应，有望降低碳市场履约成本。国际经验亦表明，单一碳市场作用下，消费者承担的减排成本远比融合市场高。不过，上述调整涉及到环境价值重复计算，未来仍需考虑区域电网因子调整问题，以确保环境权益的唯一性。

下一步，应加大力度推进电力市场、绿电市场、碳市场统筹衔接，在交易品种、交易范围、交易规则方面建立有效联系，互相引领、促进竞争，真正实现电、碳市场资源共同优化配置。一是通过建立完善碳成本向电力成本传导机制，引导传统电源优化参与电力市场方式，向基础性、调节性电源转变，更多发挥调峰、顶峰、备用作用。二是实现供给侧和消费侧双轮驱动，在供给侧，通过市场竞价排序的重构，助力绿色电力参与市场获得竞争优势；在消费侧，引导用户多途径自愿减排，共同推动可再生能源规模化发展。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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