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市场空间协同
随着碳达峰、碳中和的深入推进,全国碳市场配额总量空间将逐步收紧,而电力要支撑经济持续稳定增长、承接工业和交通等其他行业转移的减排责任,仍面临相当长的扩张期。因此,应当合理划定“电-碳”市场空间,同频共振、相互促进,避免相互掣肘、削弱。
一是碳配额分配空间及行业基准线设定“适度宽松”,给电力行业留足转型时间。兼顾煤电作为近中期主力电源和托底保供的支撑作用,充分考虑煤电减碳、降碳技术发展进程,配额分配不宜过紧,要实现平稳转型、安全降碳。
二是要充分满足应急保障电源排放需求,对应碳排放配额“宜免则免”。对于承担应急保障、关乎电力系统安全稳定的关键火电机组,应当给予充足的碳排放配额或不再纳入强制控排范围。
价格机制协同
可通过畅通“电-碳”市场价格传导链条,促进碳成本在全社会不同行业的分摊疏导,引导全社会节能降碳。
一是完善针对未放开上网电量、未参与市场用户的碳价传导机制,体现公平分担原则。近期,部分地区煤电因发用电计划匹配、应急保供等原因,一时还难以进入市场,需要单独设计碳成本传导机制。另外,碳成本通过市场竞价传导到市场化用户,对于未参与市场的用户,也需要设计相应的碳成本分摊机制。
二是丰富碳成本多元疏导渠道,避免在电力领域过度征收、推高终端电价。借鉴国际经验,通过配额有偿拍卖或碳税与碳市场搭配实施等方式,取得的专款用于用户补贴或资助减碳项目,以减缓碳成本对电力领域的压力。
三是创新“电-碳”市场主体的利益共享机制,统筹涉碳资金再平衡,形成良性循环和激励。新能源通过参与绿电交易、国家核证自愿减排量(CCER)交易获得额外收益,“反补”火电提供的辅助服务成本,而火电企业所获收入对冲碳成本增加。通过“电-碳”市场联动,既促进新能源消纳,又引导火电向灵活调节资源转变,形成良性循环。
市场政策协同
目前,电力市场和碳市场建设分别由不同的国家部委负责推进,在实际工作中需加强政策协调。
一是增强两个市场在目标任务、建设时序、引导市场主体行为改变等方面的一致性。两个市场要围绕“双碳”目标、能源转型“同一命题”系统谋划政策体系、一体化推进市场建设,在推动煤电结构优化、煤电功能转换及促进低碳投资等方面形成合力。
二是推动电力行业控碳、减碳政策关联耦合、彼此配套,尤其是可再生能源相关政策。各省火电碳配额总量与可再生能源配额制总量目标要相匹配,确保能够合理执行。绿证对可再生能源电力全覆盖后,要协调好可再生能源配额制、绿证交易和CCER交易之间的衔接关系,要避免重复激励和考核。
绿色认证协同
我国绿电交易试点已顺利起步,绿电的环境价值需要在碳市场被认可,以提高用户购买绿电的积极性。
一是探索绿证作为用户侧间接碳排放核算的凭证。控排企业购买了绿色电力,在其碳排放量核算中,以绿证为凭证,仅计算扣除绿色电量部分的用电碳排放,实现碳市场的协同增效作用。
二是探索CCER和绿证两个体系的信息联通。政策已经明确提出绿证对可再生能源电力全覆盖,CCER也将于年内重启,如何实现CCER和绿证两个市场的信息互通至关重要,例如绿证可为CCER项目发电量、减排量核证提供凭证。
本文刊载于《中国电力企业管理》2023年08期,作者系国网能源研究院有限公司副总工程师兼企业战略研究所所长
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