保供与绿色发展并重 漫谈碳市场与电力市场的协同机制

近期中央发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》明确指出，能源绿色低碳发展是实现“双碳”目标的关键，而保供电又是当前最紧要的任务，两者经常互为一对矛盾。2021年下半年的能源发展态势表明，“能源不可能三角”赢得了新型电力系统提出后的第一局，可以预见“十四五”期间，新能源与煤电、电网之间的博弈将更加激烈。莫让电荒成常态，是新型电力系统发展的底限，也是碳市场、电力市场机制设计需要重点考虑的问题。

（来源：微信公众号“奇点能源”作者：王康）

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新能源发展深刻影响电、碳两个市场

（一）新能源与电力市场

新能源的特殊属性，深刻改变了电力系统发展的既有方向。由于新能源的低边际成本、几乎不具有容量属性和调节能力等特性，使原来主要由电量体现经济价值、调节能力作为并网强制要求的电源发展方式，无法继续支撑电量、供电充裕度和调节能力的同步增长。

新能源发展给电力市场设计带来更大复杂度。设立体现电力商品不同属性价值的交易品种，同时建立公平、简洁易操作的交易机制，是兼顾绿色发展和供电安全的基础。包括：完善中长期+现货市场以发现电量边际成本，建立容量市场对供电充裕度进行补偿，优化辅助服务交易品种以激励调频、惯量等调节能力，建立绿色电力市场实现绿色价值变现。新型电力市场要求不断加强不同交易品种间的协同，以实现电力商品的电量价值、容量价值、安全稳定价值和环境价值之间的平衡。

上述四方面中，电量市场（现货）、容量市场与辅助服务市场之间存在重叠部分。个人认为，电量市场和容量市场更具普遍意义，是保证电力系统运行的基石，而辅助服务市场应作为二者补充，是对电力系统运行过程中亟需的深度调峰、快速调频、惯量以及紧急备用的激励市场，其容量也许有限，却是电网紧急平衡的应急保障。常规电源和储能的容量属性和辅助服务能力支撑新能源的发展，也需从新能源发展带来的超额价值中获得补偿。这部分超额价值可以来自于环境价值，也可能是新能源成本下降带来的福利，虽然当前阶段并不显著，但未来一定是支撑各种电源协同发展的主要动力。

（二）新能源与碳市场

新能源在绿电市场上获得环境价值不能孤立存在，需要与碳市场紧密联动。碳市场核心功能是通过“总量+交易”（Cap and Trade）的方式促进碳排放成本内部化，实现碳成本（碳价）向电力市场、其他商品市场的传导。碳市场作为纯粹的政策调节市场，碳价跟碳配额发放总量、发放方式以及市场储备机制密切相关。由于绿电价值只有在碳市场上才能兑现，为了促进新能源的发展，碳市场对绿电零碳效果的认可、新能源CCER资产支持方面，需要尽快明确政策。虽然当前碳市场进入行业单一、品种单一（配额现货）、主体单一（配额企业自身）、用途单一（主要用于履约），造成流动性差、价格信号不明显等问题，但作为促进低碳发展的重要机制，其发展方向不会改变。

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考虑保供和绿色发展的碳成本传导机制

为了反应新能源绿色电力价值，需要绿电市场与碳市场的协同，其核心在于碳成本对于电价的影响。由于煤电是电力市场和碳市场的主要参与主体，同时要兼顾煤电作为当前主要电源和保供主力的地位。平衡好煤电、新能源这一对矛盾，需要合理设计碳成本的传导机制。碳成本传导主要有两种方式：

一是煤电成本的增加，促进边际电价提升。在自由的电力市场环境中，煤电在电力市场报价策略中，将在电价中增加度电边际碳成本，从而影响电力市场出清顺序，导致机组发电边际成本增加，从而提升社会用电成本。在较高的电价环境下，有利于促进新能源等非化石电源的发展。二是电力消费碳成本在消费侧的传导。消费侧碳核算时如计及电力消费带来的二次成本，绿电零碳效果在核算时得到认可，必然导致绿电需求增加，将导致新能源电力在绿电市场上产生溢价。理论上，只要绿电溢价低于对应量排放的碳成本，企业仍会优先购买绿电，所以绿电的绿色溢价将非常接近对应的碳价水平。在全球主要碳市场中，与欧盟等碳市场不同，我国计及消费侧电力间接排放。这是否双重计算电力碳成本，需要因地制宜地进行分析。欧盟的控排企业拍卖获得配额的比例较高，火电企业度电的碳边际成本跟拍卖获得配额的成本接近，理论上也与度电排放量（煤电约800g/kWh)承担的碳价接近，即欧盟市场煤电边际碳成本约0.3-0.4元/kWh。借助较为健全的电力市场，碳成本可以通过电力市场边际电价提升（即上述第一种方式）进行传导，从而推动电力市场电价显著上升，实现了碳成本向终端的传递，也使新能源获得较大发展优势，有效促进能源电力绿色转型。在该情况下，再考虑用户电力的间接排放，确实重复计算了电力的碳成本，将抑制电力的使用。我国情况则不尽相同。虽然我国近期加快电力市场改革，逐步实现由市场形成煤电价格。但我国碳市场仍难以大幅传导煤电碳成本，因为火电厂免费获得配额，同时火电机组配额按度电排放强度配置，基准法发放配额意味着每多发一度电都能获得相应配额，虽然当前碳价是40-50元/吨（对应每度煤电碳成本3-4分钱），但煤电企业真正需要承担的碳成本是度电配额不足部分。当前火电机组配额相对比较充裕，这部分成本是微乎其微的（假定煤电度电配额缺额为5%，度电碳边际成本约1.5-2厘钱，而当前实际上有富余），对电力市场价格影响很小，无法有力促进能源电力转型。但现阶段，该方式不会大幅提升煤电成本，不损害煤电保供的积极性。那么在消费侧考虑电力间接排放（第二种方式）成为促进新能源发展和电力转型的主要动力。通过建立绿电市场，绿色电力在用户侧无需计及碳排放，从而促进绿电在电力市场上获得溢价，以提升新能源额外收益。与欧盟不同，我国将全社会边际电价提升变成定向支持新能源的绿电附加收益，实现了精准支持；也不误伤煤电的积极性，符合当前我国的发展现状。3

制度衔接方面的展望

随着电力市场和碳市场的完善，相关机制将实现有效协同，主要包括：一是绿电的环境价值在碳市场被认可。碳市场中进行终端排放核算时，绿电被认可为零碳能源，是当前我国电、碳市场环境下绿电获得环境溢价的源泉。二是与有偿配额方式的衔接。为了增强碳成本的传导作用，未来配额将逐步过渡到以有偿发放为主，同时随着电力市场的完善，靠社会边际电价上升能充分反映碳成本。这种情况下，电力消费的间接成本不应该再计算，否则会重复计算电力碳排放成本，抑制电力消费规模的扩大。三是绿电市场与可再生能源责任消纳权重的衔接。可再生能源责任消纳权重的初衷在于通过行政手段解决新能源消纳难的问题，但并非是资源配置的最优方式。在绿电市场不断发展的过程中，建议逐步放松配额制的地区考核，以保证全局资源最优化。随着新能源占比更大规模增长以及电力市场进一步推进，通过配额制消纳新能源将逐步过渡到以市场机制为主。四是绿电市场与辅助服务市场的衔接。绿电交易优先进行交易组织和交易执行，在曲线分解方面优于其他电力交易品种，意味着绿电中长期交易在日内执行的时候依然要靠其他电源进行调峰，在新能源自身具备较强的调节能力或新增与之匹配的电力市场调峰品种前，具有多重优先地位的绿电交易的电量占比扩张空间不大。未来绿电交易规模的扩大，为了保证绿电的消纳和曲线执行，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，实现能源电力绿色协同发展。