电碳联合市场的多元效益

　　电力市场的功能在于通过市场反映并调节供需矛盾，但并不会直接考虑能源消耗过程中的碳排放。目前的碳减排措施偏重政策引导，例如推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量等。因此，进一步建设并完善碳市场成为实现＂双碳＂目标、推动新能源发展的重要市场化调节手段。在电力市场中,电价的意义不仅在于正确反映生产成本、满足扩大再生产的资金需要，还是引导用户合理用电、支撑我国电力行业持续稳定发展的重要保障。
　　（来源：微信公众号＂能源评论•首席能源观＂作者：于泽田 黄磊 金颖 王建明）
　　随着我国＂双碳＂目标的确立以及碳市场建设的快速推进，＂碳＂在市场中重要标的物的地位以及与电力市场的关联性愈发凸显。让电力价格信号以及背后的碳属性通过＂电-碳＂联合市场得到更好体现，对于我国新型电力系统建设和＂双碳＂目标实现都有着巨大意义。
　　＂碳＂+＂电＂，边界需厘清
　　早在2011年，我国就开始试行地方性的碳排放交易。2021年7月，全国碳排放权交易市场正式启动，其中首批纳入的2200多家企业均为发电企业，碳排放量超过40亿吨二氧化碳。
　　让碳排放超过自身碳指标的高耗能企业付出额外成本，初衷并不是要这些企业＂割肉＂或者抑制其行业发展，而是鼓励效率高的企业多产出，同时推动开展节能降耗投资。
　　我国碳市场的正式启动将助力＂双碳＂目标的实现，然而碳市场和电力市场相互独立运作存在一定内在问题。
　　一是碳减排及能耗双控相关激励机制核算边界不明确，或导致市场竞争扭曲。
　　目前，我国存在碳排放配额交易、国家核证自愿减排量交易、绿证交易、可再生能源超额消纳额交易、节能量与用能权交易等碳减排及能耗双控相关的市场化机制。
　　其中全国绿电交易试点于2021年9月启动，作为电力中长期市场中的交易品种。2013年及2016年，节能量与用能权交易分别开始在我国试点，但后续进展缓慢。其主要原因是在历史数据、规范对象和调控手段上都有重叠交叉，两者的重叠容易让公众产生混淆，且会加重在两个市场监管下的企业负担，实际执行难度大。
　　国家核证自愿减排量（CCER）自2017年起已暂停审批，仅存在存量市场。2021年10月26日，生态环境部发布通知，明确控排企业也可使用国家核证自愿减排量（CCER）抵消碳市场中的碳配额清缴。上述市场目标近似，存在部分重叠的市场主体，相关指标核算难度大，易导致竞争扭曲。以新能源发电企业为例，此类市场主体同时符合了绿证交易、碳配额交易、国家核证自愿减排量交易等三个市场的准入规则，目前对于此类重叠市场主体可否同时参与多个市场尚无明确规则。如可同时参与多个市场，那么将需要解决核算边界的问题；如只能选择一个参与，则易导致此类市场之间相互竞争，分散市场主体。
　　二是碳市场与电力市场独立运行，需要单独考虑增量配电企业、综合能源服务公司等新兴市场主体如何参与碳市场的问题。
　　碳市场试点启动之初，我国新一轮电力体制改革尚未开展。2015年，＂电改9号文＂的发布，让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，涌现出了售电主体、增量配电企业、综合能源服务公司等新兴市场主体。全国碳市场建设需要和电力市场建设进程相互协调、相互适应。如碳市场独立运行，则同样需要考虑此类主体如何承担碳排放责任的问题。而建立＂电-碳＂联合市场，则可以将此类主体的碳成本通过＂电-碳＂价格反映，既实现了电力资源的优化配置，也增加了市场流动性，最大化降低碳排放。
　　三是辅助服务成本疏导机制不够优化。考虑到我国新能源装机不断增长、系统调节能力需求不断上升等现实国情，电力市场建设需要对新能源消纳、辅助服务、容量成本回收等成本疏导机制进行重点设计。
　　火电作为支撑电力系统稳定运行的重要保障，当前并未对其提供辅助服务中的碳排放成本进行有效疏导；新能源企业在获得碳交易或绿证交易收入的同时，并未承担电力系统稳定运行的成本。因此需要把握＂谁提供，谁获利；谁受益、谁承担＂的原则，通过＂电-碳＂市场联动的方式，对相关成本进行联合优化疏导。
　　传导成本，关键是协同
　　电力市场与碳市场的市场主体与目标有高度的相似性。两个市场单独运作的不足可通过＂电-碳＂联合市场的协同机制予以完善。
　　＂电-碳＂联合市场不是完全放弃某个市场或者将两者直接合并，而是建立两者间的协同机制，使得两个市场重叠的部分能够以更加优化的方式联动运作。＂电-碳＂联合市场的本质在于，将能源转型与气候变化问题量化分解为促进清洁能源发电与减少碳排放两个关键目标，并将两个目标统筹规划、统一设计，通过联合市场机制确保两个目标同步达成。＂电-碳＂联合市场不仅能够实现能源清洁转型与碳减排的核心效益，还可通过有效引导清洁发电投资以及市场联合协同，创造经济、社会、环境等多元效益。
　　目前，＂电-碳＂联合市场的协同机制在部分国家有所体现。以美国加州碳市场和电力市场为例，其发电企业碳配额并不会预先分配（其余行业以免费发放为主），而是需要全部从碳市场购买，并通过电力市场传递至电价，如发电企业采取减排措施，则可以显著提高其在电力市场中的竞争力。此外，输配电企业本身没有排放，不需要履约，可以将其获得的免费配额全部出售，其收入将在售电时作为补贴返还用户。此举既让加州的发电企业将参与碳市场的额外成本进行了传递，又没有给电力用户带来额外负担。
　　建立＂电-碳＂联合市场的核心在于合理、高效地反映碳成本对于电价的影响。
　　体系设计方面，面向能耗双控及碳中和目标，为了增强碳成本的传导作用，未来碳配额应逐步过渡到以有偿发放为主，并随着电力市场的完善，通过社会边际电价上升充分反映碳成本，形成＂电-碳＂联合市场。同时，通过配额制消纳新能源应逐步过渡到以市场机制为主。
　　此外，可探索开发丰富的＂电-碳＂金融产品体系，提供＂电-碳＂金融期货、期权等衍生品交易，为交易各方提供避险工具，并向市场提供资产管理与咨询服务，满足市场参与主体的多样化需求，增强市场活力。
　　市场主体方面，在发电侧，发电成本与碳排放成本共同形成＂电-碳＂产品价格，促进清洁替代；在用能侧，建立电力与工业、建筑、交通等领域用能行业的关联交易机制，用能企业在能源采购时自动承担碳排放成本，形成清洁电能对化石能源的价格优势，激励用能侧电能替代和电气化发展；在输配侧，电网企业推动全国范围电网互联互通，促进优质、低价清洁能源大规模开发、大范围配置、高比例使用。市场机制方面，为了保证绿电的消纳和计划发电曲线的执行，需要容量服务市场和辅助服务市场配合，新能源要去购买调节资源，实现绿电价值支付给调节电源，清洁能源和调节电源稳定协同发展。
　　协同高效的＂电-碳＂联合市场的建立和完善，将顺应能源与气候协同治理的发展趋势，发挥市场配置资源优势，激发全社会的减排动力，提升清洁能源竞争力，在经济、社会、环境等方面创造综合效益。