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现代能源体系下的碳市场与电力市场协调发展

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》指出，我国步入构建现代能源体系的新阶段，面临着新的机遇与挑战。其中，能源低碳转型进入重要窗口期，必须加快能源系统调整以适应新能源大规模发展。与欧美等发达国家不同，我国仍处于能源消费和碳排放的上升阶段。根据经济增长和能源电力需求的以往关系，预计未来我国能源电力需求将持续大幅增长。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，对我国而言，碳达峰、碳中和作为一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，实现的关键在于能源结构向清洁低碳顺利转型。能源转型的关键则在电力市场，构建以新能源为主体的新型电力系统是未来电力市场改革的主要方向。当前，碳减排对电力行业尤其是火电行业的约束力度逐渐加大，电力市场面临着电源结构优化、价格机制改革、竞争效率提升等多方面的压力。2021年7月16日，以火电企业为首批覆盖对象的全国碳市场正式上线，旨在以市场型减排手段促进相关排放行业加大减排力度。“双碳”目标下，全国碳市场的上线交易将对新型电力系统建设带来诸多机遇与挑战，最主要的就是碳约束带来的减排成本以碳价格为纽带，且隐性约束将转化为显性约束。因此，理清碳市场与电力市场的互动关系，协调发展碳市场与电力市场，对于未来电力系统清洁、低碳转型以及构建现代能源体系具有重要的理论价值与现实意义。

核心观点

中国碳市场与电力市场互动关系：一是碳市场价格与电力市场价格相互影响。二是碳市场建设可加快电力市场改革步伐。三是电力市场改革能增强碳市场政策效果。

促进碳市场和电力市场协同发展建议：一是让市场在可再生能源的开发利用方面发挥更大作用，降低电力系统转型成本。二是通过碳市场引导用能企业节能减排，促进碳市场和电力市场协同发展。三是深化电力市场化尤其是电价改革，让电价真正反映市场供需以及碳减排成本。

1、碳市场建设和电力市场改革现状

碳市场建设现状。碳市场建设是服务碳达峰、碳中和的关键政策手段，其减排成本相较于行政命令手段可降低50%（马忠玉等，2019）。中国于2011年开始部署碳市场试点建设工作，先后在北京、天津、上海等八个省份开启试点。截至2020年年底，全国8个试点碳市场的累计配额成交量达到4.55亿吨二氧化碳当量，累计成交额超过105亿元，为全国碳市场建设提供了制度与经验借鉴。全国统一碳市场的部署以2017年印发的《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》为开端。2021年2月1日，经过三年多的设计与部署，以发电行业为试点行业的全国碳市场的首个履约周期启动，并于同年7月16日正式上线交易。

目前，全国碳市场的配额分配主要采取基于基准法的免费配额制，配额总量采取自下而上的方式确定，主要有两步：第一，省级生态环境部门根据区域内重点排放单位2019～2020年度的实际产出量、配额分配方法、碳排放基准值3个指标分配各单位配额，并加总为省级配额；第二，将各省级配额加总，形成全国配额总量。未来在覆盖行业、配额分配和交易模式三方面仍有改进空间。从覆盖行业来看，未来将从单一电力行业逐步推广至包括石油加工及炼焦业、化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业等在内的多个行业；从配额分配来看，未来将从免费配额制逐步转变为有偿分配法，且有偿分配比例将不断提高；从交易模式来看，未来将从配额现货交易的单一交易方式逐步扩展至包括国家核证自愿减排量（CCER）及其他交易品种的多种交易模式。

相关数据显示，全国碳市场的日成交均价高于大多数试点城市。具体来看八个试点碳市场，北京碳排放配额的成交价格较高，大致维持在80元／吨，但在2020年底出现跳水，2021年第一季度维持在30元／吨以下的低位水平。其余七个试点的碳价格基本在40元／吨以下。全国碳市场上线交易当天，开盘价48元／吨，当天最高成交价达52.8元／吨，超过了大多数试点城市的成交价格，但这一价格快速走低，直到履约期结束前才出现回涨。目前，全国碳市场的成交均价大致维持在55～60元／吨。全国碳市场不仅在日成交价格上高于试点城市，更是在日成交总量上表现为几何倍放大。全国碳市场上线交易首日成交总量超过410万吨，较全国各试点启动首日线上二级市场成交量的总和更高。值得注意的是，2021年12月月底，随着第一个履约期的临近，碳排放配额交易呈现出“量价双高”局面，此后成交量逐渐降低。

从市场主体来看，目前全国碳市场只纳入了年排放量2.6万吨二氧化碳当量（综合能源消费量约1万吨标准煤）及以上的2162家发电企业和自备电厂，纳入配额管理的发电机组包括常规燃煤机组、燃煤矸石、煤泥、水煤浆等非常规燃煤机组（含燃煤循环流化床机组）和燃气机组。这些发电企业的年度配额总量达45亿吨，约占全国碳排放总量的40%，也因此使我国碳市场成为全球覆盖温室气体排放量规模