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董超 廣東電網(wǎng)公司電力調(diào)度控制中心

林汐淳 廣州碳排放權(quán)交易中心有限公司

2021年2月1日，《全國碳排放權(quán)交易管理辦法(試行)》將正式施行。《全國碳排放權(quán)登記交易結(jié)算管理辦法(試行)》等多份與碳市場建設(shè)相關(guān)的文件也在2020年底結(jié)束了公開征求意見。目前看來，全國碳市場有望在2021年年底之前開展實質(zhì)運營。

發(fā)電企業(yè)將最先受到全國碳市場建設(shè)的影響。根據(jù)2017年發(fā)布的《全國碳排放權(quán)交易市場建設(shè)方案（發(fā)電行業(yè)）》，全國碳市場初期運行將只納入發(fā)電（含熱電聯(lián)產(chǎn)及其他行業(yè)自備電廠）一個行業(yè)，交易范圍僅含二氧化碳一種溫室氣體。

與此同時，電力市場建設(shè)也正在推進之中。以廣東為例，南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場已開展四次試結(jié)算。根據(jù)廣東電力交易中心的對外通報，2021年一季度廣東將擇機啟動電力現(xiàn)貨結(jié)算試運行，待履行現(xiàn)貨市場實施方案、現(xiàn)貨市場規(guī)則相關(guān)審批程序并印發(fā)后，適時轉(zhuǎn)入正式運行。

電力行業(yè)一方面需要加快發(fā)展以滿足快速增長的電力需求，另一方面需要應對日趨嚴格的減排要求。2021年廣東電力現(xiàn)貨市場即將進入長周期結(jié)算試運行，屆時碳市場對于電力市場改革的影響將不可忽視。

目前，我國已有北京、上海、天津、重慶、廣東、湖北、深圳等7個省市展開了碳交易試點運行。筆者將以廣東碳交易試點市場為例，展望碳交易對于電力市場交易可能產(chǎn)生的影響。

碳配額如何分配與交易？

目前，廣東省（不含深圳）納入碳排放管理和交易的企業(yè)是指電力、水泥、鋼鐵、石化、造紙、民航等6個行業(yè)中，年排放2萬噸二氧化碳（或年綜合能源消費量1萬噸標準煤）及以上的企業(yè)，這些企業(yè)的排放量占全省碳排放總量近70%。2020年度廣東電力行業(yè)納入碳市場的企業(yè)共66家，碳排放量約占全省40%。

廣東碳交易市場的標的為碳排放配額，1個配額指的是排放1噸CO?的權(quán)利。廣東碳市場分為兩級市場：一級市場對碳配額進行分配，包括免費發(fā)放和有償競價兩種形式；二級市場為市場交易，可采取掛牌點選和協(xié)議轉(zhuǎn)讓兩種交易方式，與電力中長期市場的交易方式類似。

廣東省政府主管部門按年度制定全省配額總量，然后分配給各個控排企業(yè)。2020年，電力企業(yè)的免費配額比例為95%，鋼鐵、石化、水泥、造紙的免費配額比例為97%，航空企業(yè)的免費配額比例為100%。有償配額通過不定期競價的形式發(fā)放。

電力行業(yè)燃煤燃氣發(fā)電機組（含熱電聯(lián)產(chǎn)機組）使用基準線法分配配額，對單位產(chǎn)品的二氧化碳排放量設(shè)置標準。計算公式為：控排企業(yè)碳排放配額=產(chǎn)量×基準值（見表1）；新建項目企業(yè)碳排放配額=設(shè)計產(chǎn)能×基準值（見表1）。特殊燃料發(fā)電機組（如煤矸石、油頁巖、水煤漿、石油焦等燃料）以及供熱鍋爐采用歷史強度下降法分配配額，即要求排放單位年度碳排放強度與自身的歷史碳排放強度相比有所下降。

表1 廣東省2020年度電力行業(yè)機組基準值

獲得配額后，如果各控排企業(yè)因自身技術(shù)升級或者改造降低二氧化碳排放，實現(xiàn)了減排的目標，則可以將自己持有的多余碳排放配額在二級市場中出售。而自有配額不足的企業(yè)則需要在市場上購買碳排放配額以滿足自己的履約需求。

發(fā)電企業(yè)的碳成本可能有多高？

2020年廣東碳交易一級市場的有償競價交易中，統(tǒng)一成交價為28.20元/噸，成交量為40萬噸，該價格與同期二級市場配額價格大致持平。二級市場的成交價格基本在15到30元之間波動（見圖2）。當前各試點碳價在18至90元/噸范圍內(nèi)，其中，北京碳價最高（90元/噸），福建碳價最低（18元/噸），上海碳價居中（40元/噸）。

全國碳市場建成后碳價格趨勢如何暫無從判斷。不過，曾有負責氣候變化的國家發(fā)改委官員指出，碳價要到2020年以后才會達到每噸200元~300元人民幣，在此之前，企業(yè)無法感到真正壓力。另據(jù)美國環(huán)境保護署估算，碳排放的社會成本為每噸40美元左右。

圖2 廣東碳交易二級市場交易總量及收盤價趨勢圖

基于前述規(guī)則，筆者以目前參與廣東碳市場的典型火電燃煤機組（裝機容量分別為300MW、600MW和1000MW）作為研究對象，測算在不同碳價格和不同有償配額比例情況下，電廠購買碳配額的單位交易成本以及占發(fā)電機組變動（燃料）成本的比重。

碳排放的有償配額比例分別取5%、10%、15%、20%、25%和100%，碳價格分別取20元、25元、30元、35元、40元、100元、200元和300元。

以碳價格30元為邊界，計算碳排放的有償配額比例分別取5%、10%、15%、20%、25%和100%，可以計算得出機組需要購買的碳配額費用，進而得到所對應的單位碳交易成本、碳交易在變動成本中的占比，結(jié)果如圖3所示。

圖3碳價格30元、有償配額比例變化邊界下典型火電機組碳交易成本及占比

若以有償配額比例5%為邊界，計算碳價格分別取20元、25元、30元、35元、40元、100元、200元和300元，得到所對應的單位碳交易成本、碳交易在變動成本中的占比電力交易，結(jié)果如圖4所示。

圖4 有償配額比例5%、碳價格變化邊界下典型火電機組碳交易成本及占比

從圖3、4可以看出，在當前廣東碳市場成交機制和價格下，碳交易成本僅占火電機組正常發(fā)電成本的0.5%左右，基本不會對目前的火電機組的運行成本產(chǎn)生影響。

但是，為順利達成碳達峰與碳中和目標，未來全國碳交易市場實質(zhì)運行后，碳交易價格可能會發(fā)生較大調(diào)整。如果在有償配額比例5%的情況下、碳交易價格達到300元，則碳交易費用占發(fā)電總成本比例已接近6%。這將成為影響火電機組在電力現(xiàn)貨市場報價的重要因素之一，有可能會進一步推高電力現(xiàn)貨市場中的火電機組報價，進而抬高電力現(xiàn)貨市場的價格信號。

碳交易提高了火電機組的運營成本，核電以及可再生能源沒有這部分成本。在火電機組內(nèi)部，燃氣機組的壓力又小于燃煤機組。燃機的碳排放成本通常會低于煤電，而且碳市場政策對于燃氣機組也有所傾斜。在即將開展的全國碳交易市場中，為鼓勵燃氣機組發(fā)展，規(guī)定在燃氣機組配額清繳工作中，當燃氣機組經(jīng)核查排放量不低于核定的免費配額量時，其配額清繳義務為已獲得的全部免費配額量；當燃氣機組經(jīng)核查排放量低于核定的免費配額量時，其配額清繳義務為與燃氣機組經(jīng)核查排放量等量的免費配額量，也無需再在碳市場中購買額外的配額。即燃機在未來的碳交易市場中，不存在因為自身配額不足而去額外購買的情況，反而可以將多余的碳排放配額進行出售而獲利。

對于火電機組來說，碳減排的可行方式有：提高現(xiàn)貨市場運行的負荷率以降低企業(yè)單位發(fā)電標煤耗；建設(shè)光伏、風電等新能源項目以申報PHCER（廣東省級碳普惠核證減排量）或CCER（國家核證自愿減排量）項目，備案的自愿減排量可用于抵消企業(yè)的實際碳排放量。不過，2017年國家發(fā)改委暫停核準CCER，涉及590多個項目，在發(fā)改委的“暫緩受理”公告中表示：“《暫行辦法》施行中存在著溫室氣體自愿減排交易量小、個別項目不夠規(guī)范等問題。”

碳市場對電力市場有何影響？

筆者認為，碳市場未來可能對電力市場有以下三點影響：

1

碳市場排放控制并不要求按照電力現(xiàn)貨每日的時間精度同步結(jié)算，只要達到一定時間內(nèi)（例如一年）的排放目標即可，因此碳交易價格不會由于電力短時供需關(guān)系或電力現(xiàn)貨價格的變化而發(fā)生較大變化，價格波動更多體現(xiàn)在長周期尺度。考慮碳排放成本后，高排放的小機組收益下降甚至出現(xiàn)虧損，但可以通過交易策略利用碳配額的價格波動抵消一部分虧損，或通過電力中長期市場中的發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓來抵消虧損、甚至增加盈利，大容量火電機組也能獲得更高發(fā)電權(quán)收益，同步實現(xiàn)了電力市場的資源優(yōu)化配置電力交易，從而實現(xiàn)全社會福利最大化的目標。

2

納入碳市場后，企業(yè)可供交易的產(chǎn)品不僅是電力或電量，還包括富余的碳排放配額和自愿減排量。為適應電力現(xiàn)貨市場和全國碳市場的發(fā)展，發(fā)電企業(yè)需要思考電力或電量交易與碳交易組合并實現(xiàn)效益最大化。發(fā)電企業(yè)要在保證電力供應的同時履行排放配額指標，企業(yè)很可能還需要通過采取電廠技術(shù)升級改造、清潔能源發(fā)電技術(shù)等新技術(shù)實現(xiàn)減排目標，這些都將增加發(fā)電企業(yè)的技術(shù)成本和管理成本，進而影響電力現(xiàn)貨市場中的報價行為，有可能推高電力現(xiàn)貨市場價格。

3

未來碳排放權(quán)將成為稀缺資源，火電發(fā)展空間逐漸收緊，碳價將逐步推高火電成本，促使發(fā)電企業(yè)轉(zhuǎn)向投資新能源，再加上新能源抵消機制（PHCER、CCER）的出臺，將大大促進新能源裝機的增長，疊加多重因素影響，電源結(jié)構(gòu)和布局將進一步發(fā)生顯著變化，需要設(shè)計更加靈活的市場機制以促進新能源的消納。目前，廣東電力現(xiàn)貨市場中已有較為完備的價格上下限參數(shù)機制。而全國碳市場正處于快速起步發(fā)展階段，碳市場的價格水平將直接影響規(guī)模大小、流動性強弱等要素，也會影響不同市場間的價格傳導效果。因此，全國碳市場需要聯(lián)動考慮對電源結(jié)構(gòu)和電力市場的影響，合理確定市場交易價格區(qū)間等關(guān)鍵參數(shù)。

注：本測算按照典型裝機容量火電機組在廣東電力現(xiàn)貨市場中的平均發(fā)電量，根據(jù)表1數(shù)據(jù)，折算出對應的總碳排放量。機組的度電燃料成本由供電標煤耗乘以到廠燃煤價格得到。供電標煤耗按照廣東省政府主管部門發(fā)布的年度廣東省節(jié)能發(fā)電調(diào)度發(fā)電機組基礎(chǔ)排序表中數(shù)據(jù)，根據(jù)公式計算得出。到廠燃煤價格根據(jù)中國沿海電煤采購價格指數(shù)（CECI沿海指數(shù)-綜合價）、中國沿海煤炭運價指數(shù)、內(nèi)陸運費等因素確定。