【摘要】電力市場是能源結(jié)構(gòu)綠色低碳轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵，也是構(gòu)建現(xiàn)代能源體系的重中之重。自碳達峰、碳中和目標提出以來，以電力市場為抓手的碳市場被寄予了更多希望。碳市場在加快促進電力行業(yè)降碳提效的同時，也給新形勢下的電力市場發(fā)展帶來了諸多挑戰(zhàn)。厘清碳市場和電力市場的作用機制及其互動關(guān)系，剖析碳約束下電力市場發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)，提出促進碳市場與電力市場協(xié)調(diào)發(fā)展的相關(guān)舉措，有利于電力系統(tǒng)清潔、低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展并可助力現(xiàn)代能源體系構(gòu)建。
【關(guān)鍵詞】現(xiàn)代能源體系 碳市場 電力市場
【中圖分類號】F123.9/TM73 【文獻標識碼】A
【DOI】10.16619/j.cnki.rmltxsqy.2022.13.006
引言
2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》指出，我國步入構(gòu)建現(xiàn)代能源體系的新階段，面臨著新的機遇與挑戰(zhàn)。其中，能源低碳轉(zhuǎn)型進入重要窗口期，必須加快能源系統(tǒng)調(diào)整以適應(yīng)新能源大規(guī)模發(fā)展。實際上，“十四五”時期也是碳達峰的關(guān)鍵期、窗口期（章建華，2022）。自2020年9月我國提出碳達峰、碳中和目標以來，中央政府密集出臺了關(guān)于能源市場、碳市場、金融市場等多方面的配套政策。與歐美等發(fā)達國家不同，我國仍處于能源消費和碳排放的上升階段。根據(jù)經(jīng)濟增長和能源電力需求的以往關(guān)系，預(yù)計未來我國能源電力需求將持續(xù)大幅增長（林伯強，2022）。因此，對我國而言，碳達峰、碳中和作為一場廣泛而深刻的經(jīng)濟社會系統(tǒng)性變革，實現(xiàn)的關(guān)鍵在于能源結(jié)構(gòu)向清潔低碳順利轉(zhuǎn)型。能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵則在電力市場，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是未來電力市場改革的主要方向。
當前，碳減排對電力行業(yè)尤其是火電行業(yè)的約束力度逐漸加大，電力市場面臨著電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化、價格機制改革、競爭效率提升等多方面的壓力。2021年7月16日，以火電企業(yè)為首批覆蓋對象的全國碳市場正式上線，旨在以市場型減排手段促進相關(guān)排放行業(yè)加大減排力度。“雙碳”目標下，全國碳市場的上線交易將對新型電力系統(tǒng)建設(shè)帶來諸多機遇與挑戰(zhàn)，最主要的就是碳約束帶來的減排成本以碳價格為紐帶，且隱性約束將轉(zhuǎn)化為顯性約束。因此，理清碳市場與電力市場的互動關(guān)系，協(xié)調(diào)發(fā)展碳市場與電力市場，對于未來電力系統(tǒng)清潔、低碳轉(zhuǎn)型以及構(gòu)建現(xiàn)代能源體系具有重要的理論價值與現(xiàn)實意義。
為此，本文立足于構(gòu)建現(xiàn)代能源體系與碳達峰、碳中和的內(nèi)在要求，首先對當前我國碳市場和電力市場改革現(xiàn)狀進行系統(tǒng)梳理；其次，在考察碳市場和電力市場關(guān)聯(lián)紐帶的基礎(chǔ)上探究二者之間的互動關(guān)系；再次，從新型電力系統(tǒng)建設(shè)的實際出發(fā)，深入剖析碳約束給中國電力市場建設(shè)帶來的挑戰(zhàn)；最后提出促進碳市場和電力市場系統(tǒng)發(fā)展的政策建議，以期為全面構(gòu)建現(xiàn)代能源體系提供價值參考。
碳市場建設(shè)和電力市場改革現(xiàn)狀
碳市場建設(shè)現(xiàn)狀。碳市場建設(shè)是服務(wù)碳達峰、碳中和的關(guān)鍵政策手段，其減排成本相較于行政命令手段可降低50%（馬忠玉等，2019）。中國于2011年開始部署碳市場試點建設(shè)工作，先后在北京、天津、上海等八個省份開啟試點。截至2020年年底，全國8個試點碳市場的累計配額成交量達到4.55億噸二氧化碳當量，累計成交額超過105億元，為全國碳市場建設(shè)提供了制度與經(jīng)驗借鑒。全國統(tǒng)一碳市場的部署以2017年印發(fā)的《全國碳排放權(quán)交易市場建設(shè)方案（發(fā)電行業(yè)）》為開端。2021年2月1日，經(jīng)過三年多的設(shè)計與部署，以發(fā)電行業(yè)為試點行業(yè)的全國碳市場的首個履約周期啟動，并于同年7月16日正式上線交易。
目前，全國碳市場的配額分配主要采取基于基準法的免費配額制，配額總量采取自下而上的方式確定，主要有兩步：第一，省級生態(tài)環(huán)境部門根據(jù)區(qū)域內(nèi)重點排放單位2019～2020年度的實際產(chǎn)出量、配額分配方法、碳排放基準值3個指標分配各單位配額，并加總為省級配額；第二，將各省級配額加總，形成全國配額總量。未來在覆蓋行業(yè)、配額分配和交易模式三方面仍有改進空間。從覆蓋行業(yè)來看，未來將從單一電力行業(yè)逐步推廣至包括石油加工及煉焦業(yè)、化學(xué)原料和化學(xué)制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)等在內(nèi)的多個行業(yè)；從配額分配來看，未來將從免費配額制逐步轉(zhuǎn)變?yōu)橛袃敺峙浞ǎ矣袃敺峙浔壤龑⒉粩嗵岣?；從交易模式來看，未來將從配額現(xiàn)貨交易的單一交易方式逐步擴展至包括國家核證自愿減排量（CCER）及其他交易品種的多種交易模式。
相關(guān)數(shù)據(jù)顯示，全國碳市場的日成交均價高于大多數(shù)試點城市。具體來看八個試點碳市場，北京碳排放配額的成交價格較高，大致維持在80元／噸，但在2020年底出現(xiàn)跳水，2021年第一季度維持在30元／噸以下的低位水平。其余七個試點的碳價格基本在40元／噸以下。全國碳市場上線交易當天，開盤價48元／噸，當天最高成交價達52.8元／噸，超過了大多數(shù)試點城市的成交價格，但這一價格快速走低，直到履約期結(jié)束前才出現(xiàn)回漲。目前，全國碳市場的成交均價大致維持在55～60元／噸。由圖1可知，全國碳市場不僅在日成交價格上高于試點城市，更是在日成交總量上表現(xiàn)為幾何倍放大。全國碳市場上線交易首日成交總量超過410萬噸，較全國各試點啟動首日線上二級市場成交量的總和更高。值得注意的是，2021年12月月底，隨著第一個履約期的臨近，碳排放配額交易呈現(xiàn)出“量價雙高”局面，此后成交量逐漸降低。
從市場主體來看，目前全國碳市場只納入了年排放量2.6萬噸二氧化碳當量（綜合能源消費量約1萬噸標準煤）及以上的2162家發(fā)電企業(yè)和自備電廠，納入配額管理的發(fā)電機組包括常規(guī)燃煤機組、燃煤矸石、煤泥、水煤漿等非常規(guī)燃煤機組（含燃煤循環(huán)流化床機組）和燃氣機組。這些發(fā)電企業(yè)的年度配額總量達45億噸，約占全國碳排放總量的40%，也因此使我國碳市場成為全球覆蓋溫室氣體排放量規(guī)模最大的碳市場。然而，從上述分析可知，目前我國碳市場活躍度仍較低，成交量仍較小。
電力市場改革現(xiàn)狀。2002年2月，國務(wù)院印發(fā)“電改五號文”（《國務(wù)院關(guān)于印發(fā)電力體制改革方案的通知》），提出了“廠網(wǎng)分開、主輔分離、輸配分開、競價上網(wǎng)”的16字改革方針，拉開了第一輪電力市場化改革的序幕；2015年3月，“電改九號文”（《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》）對第二輪電力改革作出總體部署。新一輪電改的核心內(nèi)容為：在進一步完善政企分開、廠網(wǎng)分開、主輔分開的基礎(chǔ)上，按照“管住中間、放開兩頭”的體制構(gòu)架，在發(fā)電側(cè)和售電側(cè)開展有效競爭，實施“三放開（有序放開除輸配外的競爭性環(huán)節(jié)電價、配售電業(yè)務(wù)、公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃）、一獨立（交易機構(gòu)更加獨立）、三強化（強化政府監(jiān)管、電力統(tǒng)籌規(guī)劃、電力安全高效運行和可靠供應(yīng)）”。在新一輪電改政策的支持下，我國電力市場建設(shè)穩(wěn)步有序推進，電力市場交易體系逐步健全，市場開放度和活躍度顯著提升，市場配置資源的決定性作用不斷顯現(xiàn)。2021年3月15日，中央財經(jīng)委員會第九次會議提出要“深化電力體制改革、構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”，為中國電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型升級指明了方向。在電力系統(tǒng)清潔、高效、低碳化背景下，電力市場改革更多體現(xiàn)在電力定價機制改革方面。其中，不同類型電力的上網(wǎng)電價改革是近年來的重點內(nèi)容，圖2展示了2015年以來我國電力定價機制的主要發(fā)展歷程。
在電力定價機制的不斷改革進程中，各類型電力價格都逐漸由計劃向市場邁進。對于煤電行業(yè)，當前燃煤電價浮動比例逐漸放寬，市場化程度大幅提升。2020年9月“雙碳”目標提出后，“能耗雙控”和嚴控“兩高”項目力度進一步加大，疊加國際疫情形勢嚴峻，大宗商品價格上漲，煤炭現(xiàn)貨價格一度上漲至2500元／噸（秦皇島5500大卡動力煤），而下游國內(nèi)電力價格卻無權(quán)上漲，“市場煤，計劃電”使煤電“頂牛困境”難以破解，拉閘限電現(xiàn)象多地頻發(fā)。為了保障煤價高漲下的煤電供應(yīng)，2021年10月12日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，通知具有里程碑意義的一點是將除高耗能企業(yè)外的燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍擴大至±20%；此外，明確規(guī)定要有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價和推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場。此次電力市場改革的核心在于從“發(fā)用兩頭”建立起“能跌能漲”的市場化電價機制，給市場價格變化更多的彈性空間，讓電價更靈活反映電力供需形式和成本變化。
對于新能源行業(yè)，以風(fēng)、光為代表的清潔電力均采用以煤電價格為基準的指導(dǎo)價，且前者價格不得高于后者。經(jīng)過十多年的發(fā)展，我國陸上風(fēng)電項目單位千瓦平均造價下降了約30%，光伏發(fā)電項目造價下降了約75%，陸上風(fēng)電和光伏發(fā)電項目目前均已實現(xiàn)平價上網(wǎng)?，F(xiàn)階段新能源的定價機制要能夠在實現(xiàn)電力企業(yè)基本收益的前提下使電價充分發(fā)揮信號作用，從而引導(dǎo)資源合理配置。對此，2021年6月11日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》，取消新建集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目和陸上風(fēng)電項目財政補貼，實行平價上網(wǎng)，上網(wǎng)電價按煤電基準價執(zhí)行。值得注意的是，戶用分布式光伏仍存在少量補貼，但2022年起中央財政不再補貼新建戶用分布式光伏項目。對于風(fēng)電，海上風(fēng)電項目成本較陸上風(fēng)電項目更高，政府給定的指導(dǎo)價格也相對更高。
碳市場和電力市場的互動關(guān)系
碳市場和電力市場關(guān)聯(lián)研究。價格通常是市場的核心作用參數(shù)。碳交易機制即通過價格信號對市場主體形成激勵和約束，促進社會資源更多轉(zhuǎn)向低碳領(lǐng)域。碳交易對電力行業(yè)、整體經(jīng)濟的影響均取決于碳減排成本有多大，以及是否向上下游產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移（林伯強，2022）。Fabra & Reguant（2014）認為碳價上漲對電力市場用戶邊際成本的影響取決于市場集中度、可用容量、電力需求水平等結(jié)構(gòu)因素。Lin & Jia（2019）發(fā)現(xiàn)，碳交易機制可以大幅提高電價，但其他商品價格的提高幅度遠遠低于電價。趙長紅等（2019）構(gòu)建了包含碳排放價格的電力市場發(fā)電成本模型，并以廣東省碳市場為例研究發(fā)現(xiàn)碳市場和電力市場存在相互制約的關(guān)系，碳排放外部成本內(nèi)部化影響電力市場出清電價，而電力市場能夠緩解碳市場的減排壓力，抑制碳市場的活躍度。Ahamada & Kirat（2018）發(fā)現(xiàn)碳排放價格對電價的影響并不是簡單的線性關(guān)系，而是非線性的。周亞敏、馮永晟（2017）考察了電價調(diào)整與碳排放之間的關(guān)系，發(fā)現(xiàn)降電價可能加大碳減排壓力，需要讓電價與碳價之間實現(xiàn)聯(lián)動。劉自敏等（2020）發(fā)現(xiàn)碳價與電價存在聯(lián)動效應(yīng)，電價改革可能與碳減排目標產(chǎn)生一定沖突。
不少文獻進一步研究了碳價和電價之間的傳導(dǎo)問題（Pass-through）。Sijm等（2006）認為理論上碳成本與電力價格之間的傳導(dǎo)率應(yīng)是100%，但實際傳導(dǎo)率由電力需求彈性以及碳成本決定。Jouvet & Solier（2013）發(fā)現(xiàn)歐盟第一階段碳價格的傳導(dǎo)率為42%。Laing等（2014）則發(fā)現(xiàn)歐盟碳成本的傳導(dǎo)率因國而異，介于5%～100%之間。Nelson等（2012）測算發(fā)現(xiàn)澳大利亞的傳導(dǎo)率處于17%～393%之間。與之不同，Nazifi（2016）則發(fā)現(xiàn)澳大利亞電力現(xiàn)貨市場上，碳成本的傳導(dǎo)率是100%。同樣的，Hintermann（2016）發(fā)現(xiàn)德國碳成本在電力現(xiàn)貨市場上也幾乎是完全傳導(dǎo)。李興等（2022）考察了中國碳價對電價的傳導(dǎo)率，發(fā)現(xiàn)在電、碳市場關(guān)聯(lián)條件下，碳價對居民電價的傳導(dǎo)率高于對工業(yè)電價的傳導(dǎo)率，但均遠低于完全競爭條件下的傳導(dǎo)率水平，而傳導(dǎo)率的提升能夠緩解降電價與碳減排之間的矛盾。
還有一些研究考察了碳市場對電力生產(chǎn)側(cè)能源結(jié)構(gòu)的影響。Lin等（2016）認為碳市場可以促進風(fēng)、光等可再生能源的發(fā)展，碳市場與電力市場協(xié)同發(fā)展時促進效用更加顯著，且有利于降低風(fēng)光等可再生能源發(fā)電價格。Fabra & Reguant（2014）發(fā)現(xiàn)碳市場使得傳統(tǒng)發(fā)電技術(shù)的經(jīng)濟性逐步降低，更清潔的技術(shù)將取代現(xiàn)有技術(shù)。公丕芹、李昕旸（2017）認為由于碳價是隨著時間和市場變化而不斷波動的，碳價波動性使得可再生能源發(fā)電項目投資具有了期權(quán)性質(zhì)的權(quán)利，即未來不確定性可能包含更高的價值。馮永晟、周亞敏（2021）指出碳市場會提高高碳電源類型，特別是煤電的成本，使煤電在電力市場中居于成本劣勢，進而帶來可再生能源發(fā)電比重的上升，并提高其預(yù)期收益。林伯強等（2022）認為推動電、碳市場形成相互聯(lián)動、深度耦合的發(fā)展模式將是推進能源供需雙側(cè)協(xié)同綠色低碳發(fā)展，實現(xiàn)供需市場聯(lián)動與價值閉環(huán)的重要一環(huán)。
中國碳市場與電力市場互動關(guān)系。當前，中國的碳市場建設(shè)和電力市場改革均處于不斷發(fā)展完善階段，除了自身設(shè)計的問題外，彼此間的關(guān)系對二者協(xié)調(diào)發(fā)展也會產(chǎn)生重要影響，未來隨著碳約束力度的逐漸增大，甚至?xí)a(chǎn)生決定性影響。因此，有必要理順二者之間的互動關(guān)系。具體來看，碳市場建設(shè)和電力市場改革的互動關(guān)系主要表現(xiàn)在以下三個方面。
一是碳市場價格與電力市場價格相互影響。一方面，碳價是發(fā)電成本的一部分，發(fā)電企業(yè)的報價會將此部分成本考慮進去，從而改變發(fā)電企業(yè)經(jīng)營和報價策略，并通過電力市場將成本向電力用戶傳導(dǎo)，影響電力市場中的出清電價。當前發(fā)電企業(yè)的初始碳配額以免費發(fā)放為主，未來碳配額將更多地由免費獲得轉(zhuǎn)向拍賣獲得。相較于其他國家碳市場建設(shè)經(jīng)驗，我國實現(xiàn)“雙碳”目標的難度更大、時間更緊，未來國內(nèi)碳市場的初始配額總量和分配方式將會以更快的速度緊縮和轉(zhuǎn)變。當火電企業(yè)以拍賣的方式在碳市場上購買相對更少的碳配額，這部分費用將會內(nèi)化并顯著推升火電企業(yè)的度電成本，這會引致電力交易價格的大幅度提升。另一方面，當企業(yè)在電力市場上購入可再生能源電力后，其碳排放量將下降，從而降低對購買碳配額的需求，抑制碳價格的上漲。
二是碳市場建設(shè)可加快電力市場改革步伐。隨著全國碳市場覆蓋范圍、配額設(shè)計與分配和交易模式的不斷完善，碳成本將滲透進各類電力企業(yè)的度電成本中，從而使電力企業(yè)根據(jù)碳市場所釋放出的價格信號而改變生產(chǎn)行為決策——尤其是對高碳排放的煤電企業(yè)而言，其成本升高顯著，在電力市場競爭中處于成本劣勢，從而會促進該類型企業(yè)轉(zhuǎn)向可再生能源發(fā)電投資、推動可再生能源發(fā)電比重不斷上升；同時，作為綠色電力，可再生能源發(fā)電的預(yù)期收益將有所提高。在不考慮碳成本等外部成本的情況下，電力體制改革也會在市場化進程中優(yōu)化電力結(jié)構(gòu)，但其對推動電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的作用可能因煤電等高碳排放電力的穩(wěn)定性、靈活性和經(jīng)濟性等因素而受限或延遲。由此可知，碳市場的建設(shè)是加快電力系統(tǒng)清潔高效發(fā)展、促進能源使用綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要舉措。
三是電力市場改革能增強碳市場政策效果。相較于市場化程度高的電力定價機制，電價管制會使碳市場的運行效率降低30%。可再生能源發(fā)電成本在過去十幾年中不斷降低，但由于其所固有的間歇性、波動性和不確定性等弊端，仍難以像煤電等常規(guī)電源一樣直接參與市場獲得投資激勵。安全和綠色同屬于非經(jīng)濟效率目標，具有明顯外部性，難以通過直接市場競爭實現(xiàn)，因此，仍需要某種支撐機制與電力市場銜接。在電力體制改革的各項措施中，經(jīng)濟調(diào)度對于碳市場在電力行業(yè)有效發(fā)揮作用尤為重要。經(jīng)濟調(diào)度將把碳市場給低效機組增加的碳成本納入電力調(diào)度決策中，從而增加排放強度較低的發(fā)電機組的利用小時數(shù)，有利于其與碳市場形成合力，增強碳市場政策效果。
碳約束下中國電力市場建設(shè)問題
碳市場為新型電力系統(tǒng)建設(shè)下逐步提高新能源占比提供了重要契機，但只有碳市場和電力市場協(xié)同發(fā)展，才能夠充分發(fā)揮市場機制在能源資源配置和氣候治理優(yōu)化等領(lǐng)域的作用。然而，現(xiàn)階段我國能源資源機制設(shè)計與氣候環(huán)境治理體系之間的協(xié)調(diào)性還較差，缺少系統(tǒng)性和全局性規(guī)劃（張森林，2021）。未來，碳市場與電力市場的協(xié)同發(fā)展面臨著保供和減排目標沖突、轉(zhuǎn)型成本過高和減排成本傳導(dǎo)受限三方面的挑戰(zhàn)（如圖3所示）。
一是電力系統(tǒng)面臨保供壓力和“雙碳”目標的客觀沖突。在碳中和目標的約束下，我國能源發(fā)展正處于清潔能源替代化石能源、可再生能源電力替代煤電的雙重更替期?？稍偕茉吹拇笠?guī)模發(fā)展將給我國帶來兩方面的問題：一方面，由于風(fēng)能、太陽能等可再生能源具有間歇性、波動性等特征，發(fā)電可靠性較差，此類電源的大規(guī)模接入將給電力系統(tǒng)穩(wěn)定性和安全性帶來嚴峻挑戰(zhàn)，同時，“十四五”期間電力系統(tǒng)呈現(xiàn)夏、冬雙峰負荷尖峰化加劇態(tài)勢，電力供需的結(jié)構(gòu)性、區(qū)域性、時段性缺電風(fēng)險加大，電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的壓力增大；另一方面，隨著電源結(jié)構(gòu)調(diào)整中可再生能源發(fā)電占比不斷上升，為了緩解電力供應(yīng)壓力，電力系統(tǒng)對靈活性電源的需求逐漸增加，煤電未來需要深度參與系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓和備用等電力輔助服務(wù)，煤電的“壓艙石”和“穩(wěn)定器”作用愈發(fā)凸顯，即可再生能源越發(fā)展，煤電就越發(fā)不可或缺。在此背景下，煤電企業(yè)的功能定位轉(zhuǎn)換方向仍未明確，更是缺乏相關(guān)激勵政策促進煤電企業(yè)積極轉(zhuǎn)型應(yīng)對，巨大的煤電存量與待建產(chǎn)能面臨著資產(chǎn)沉沒擱淺風(fēng)險的同時，也給“雙碳”目標的實現(xiàn)帶來了一定威脅。
二是電力系統(tǒng)面臨較高的轉(zhuǎn)型成本。未來我國能源消費結(jié)構(gòu)將逐步由煤炭化向電氣化過渡，電力部門是我國碳中和目標實現(xiàn)的關(guān)鍵。具體來講，電力系統(tǒng)需要對發(fā)電側(cè)能源結(jié)構(gòu)進行改革，不僅要淘汰或改造現(xiàn)有的高排放化石能源熱發(fā)電機組，還要加大對水能、核能、風(fēng)能、太陽能等清潔能源的投資開發(fā)利用。但目前電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型仍面臨煤電和新能源發(fā)電的雙重挑戰(zhàn)。一方面，轉(zhuǎn)型時燃煤發(fā)電平準化成本將有所增加。盡管煤電具有高碳排放的弊端，但同時其也具有經(jīng)濟、穩(wěn)定、高效等優(yōu)勢，在可預(yù)見的非水可再生能源大規(guī)模并網(wǎng)的前提下，煤電將成為電力系統(tǒng)的“穩(wěn)定器”和“壓艙石”。然而，煤電機組將在低負荷狀態(tài)下運行，平均發(fā)電成本和維修成本必將大幅度提高。在現(xiàn)階段，由于電力市場和電價機制不完善，煤電企業(yè)市場化生存能力較弱，其成本的上升仍難以完全向下游傳導(dǎo)（林伯強，2021）。另一方面，轉(zhuǎn)型后可再生能源為主的電力系統(tǒng)穩(wěn)定性成本大幅升高。預(yù)計到2050年，我國一次能源消費結(jié)構(gòu)中傳統(tǒng)化石能源的需求將大幅下降，風(fēng)、光等可再生能源占電力系統(tǒng)的比重將達到75%（ETC, 2019）。盡管風(fēng)、光等可再生能源發(fā)電技術(shù)已達到平價上網(wǎng)水平，但相較于煤電占絕對優(yōu)勢的電力系統(tǒng)而言，風(fēng)電、光伏等清潔能源占比較高時電力系統(tǒng)的不穩(wěn)定性問題會加劇，能源電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和消納成本將會隨之增加（林伯強，2021）。
三是電力系統(tǒng)生產(chǎn)側(cè)碳成本難以向下游傳導(dǎo)。盡管我國最新電力市場改革措施致力于疏通煤電企業(yè)煤價上漲壓力，但一方面未考慮燃煤電廠以外的其他發(fā)電企業(yè)；另一方面還未考慮碳成本所導(dǎo)致的發(fā)電成本的增加；此外，采用“基準價+上下浮動”的電價策略，電價仍無法充分反映發(fā)電成本變化的全部。碳成本傳導(dǎo)的最大意義，是使得發(fā)電側(cè)和用電側(cè)共同承擔(dān)環(huán)境外部性成本，真正意義上的碳成本傳導(dǎo)，前提是要做到電力市場價格傳導(dǎo)順暢，兩個市場都能準確發(fā)現(xiàn)價格。早期實施碳市場的發(fā)達國家，其電力市場化程度較高，絕大部分電價可以隨成本自由調(diào)整，碳減排成本大多可以順利往用電側(cè)傳導(dǎo)。但是在中國的電力體制改革背景下，此部分成本還難以向用能企業(yè)傳導(dǎo)，主要原因在于電力市場仍處于計劃和市場并存階段，上網(wǎng)電價和銷售電價還存在進一步改革空間。此外，不能順利傳導(dǎo)的碳成本會加劇電價扭曲。價格扭曲不僅會導(dǎo)致效率低下，還會造成社會福利損失。碳成本體現(xiàn)了環(huán)境外部性成本，理應(yīng)由最終消費者買單。但由于電力的公共物品屬性，電力系統(tǒng)生產(chǎn)側(cè)成本難以向下游傳導(dǎo)的情況下，碳價格傳導(dǎo)不暢帶來的碳成本無疑會加劇我國電價扭曲程度，導(dǎo)致更多的效率與福利損失。
促進碳市場和電力市場協(xié)同發(fā)展建議
對我國而言，嚴峻的碳中和目標既是倒逼挑戰(zhàn)，又是重要機遇（何建坤，2019）。碳市場和電力市場協(xié)同效應(yīng)的充分發(fā)揮是碳中和目標實現(xiàn)的必要條件。從二者的關(guān)系來看，電力市場的完善是全國碳市場充分發(fā)揮作用的關(guān)鍵，前者的改革成效決定著后者是否可以最大化其低碳引導(dǎo)作用。在碳中和進程中，政府顯然是主導(dǎo)，但需要更多地通過市場化手段進行資源優(yōu)化配置并最大程度降低轉(zhuǎn)型成本。碳達峰、碳中和目標年限逐漸逼近，這決定了現(xiàn)階段要加快電力市場和碳市場的協(xié)同發(fā)展規(guī)劃，利用市場化手段實現(xiàn)碳減排目標。
一是讓市場在可再生能源的開發(fā)利用方面發(fā)揮更大作用，降低電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型成本。首先，各地區(qū)的可再生資源稟賦、電力負荷情況以及電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)具有較大差異?？梢灾贫ㄏ嚓P(guān)支持措施引導(dǎo)市場廣泛參與可再生資源開發(fā)利用的整個環(huán)節(jié)，形成有利于新能源發(fā)展和新型電力系統(tǒng)整體優(yōu)化的動態(tài)調(diào)整機制。其次，要在電網(wǎng)保障消納的基礎(chǔ)上，通過源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補等途徑，實現(xiàn)各類市場主體共同承擔(dān)清潔能源消納責(zé)任的機制。由此，可再生能源能夠通過市場機制找到最便宜的容量備用、調(diào)節(jié)電源、調(diào)節(jié)服務(wù)等，進而達到更低的系統(tǒng)消納成本。最后，依靠碳市場和電力市場加速推動可再生能源成為電力系統(tǒng)的主體。碳市場可以在增加可再生能源正外部性的基礎(chǔ)上降低傳統(tǒng)化石能源減排的負外部性，從而天然具有促進可再生能源發(fā)展的屬性，應(yīng)盡快將CCER納入履約并在配額分配方案中考慮CCER的影響，通過CCER抵消機制補償新能源的低碳環(huán)境效益，增加可再生能源電力的市場競爭力。對電力市場而言，要貫徹落實峰谷分時電價機制，通過價格杠桿轉(zhuǎn)變居民消費習(xí)慣、促進可再生能源開發(fā)利用。
二是通過碳市場引導(dǎo)用能企業(yè)節(jié)能減排，促進碳市場和電力市場協(xié)同發(fā)展。碳市場需要盡快納入更多行業(yè)，完善配額核算及分配原則，形成有效碳價格信號。一方面，當前全國碳市場主要覆蓋發(fā)電行業(yè)的重點排放單位，未來將在進一步增加電力重點排放單位數(shù)量的基礎(chǔ)上更多納入鋼鐵、水泥等高耗能和高排放行業(yè)。未來納入重點排放管制的各類企業(yè)將同時面臨碳市場和電力市場的雙重約束，其耗能策略可能需要適時動態(tài)調(diào)整，同時，應(yīng)建立碳資產(chǎn)儲備管理專門辦法。對于高耗能企業(yè)，雖然碳交易帶來碳成本，但也可能成為企業(yè)提高效率和競爭力的機遇，碳成本會迫使他們提高效率，而效率提升則有益于企業(yè)具備可持續(xù)穩(wěn)定的競爭力。另一方面，碳市場是一種顯著的政策調(diào)節(jié)性市場，碳價格是其發(fā)揮碳減排作用的核心與關(guān)鍵，而碳配額數(shù)量及其分配方式是影響碳價格的重要因素。在碳配額總量上，未來應(yīng)在科學(xué)合理核定各類重點排放單位全流程碳排放量的基礎(chǔ)上緊縮碳配額總量，追求行業(yè)間邊際碳減排成本相同，避免加劇行業(yè)間“碳泄漏”，對進入碳市場的企業(yè)形成真正的“硬約束”，而不只是徒有虛名。在碳配額分配方式上，應(yīng)逐漸從免費發(fā)放轉(zhuǎn)向以拍賣法為主的有償發(fā)放，提高企業(yè)獲得碳配額的成本，形成企業(yè)自主減排的倒逼機制。
三是深化電力市場化尤其是電價改革，讓電價真正反映市場供需以及碳減排成本。一方面，電力體制改革要能夠促進電力系統(tǒng)可持續(xù)發(fā)展，在“雙碳”目標約束下，我國在制定電力體制改革相關(guān)政策時應(yīng)該全面考慮不同電源屬性的特征及其定價和補償機制，使電力市場各環(huán)節(jié)成本和收益可以自由傳導(dǎo)。如，加快完善綠色電力市場化交易機制，將可再生能源電力從傳統(tǒng)化石能源電力中分離，在市場上作為獨立商品進行售賣，為可再生能源電力提供與傳統(tǒng)化石能源具有差異的市場，從而依靠市場力量促進可再生能源的開發(fā)利用。另一方面，發(fā)電企業(yè)納入碳市場后，成本上漲壓力加劇，終端電價亟需改革。盡管目前最新頒布的燃煤電價政策中，已經(jīng)允許電價實行20%的上浮，但電價的市場化程度仍不夠，需要進一步放開電價浮動范圍，從而使電價可以把碳成本完全傳導(dǎo)至下游，實現(xiàn)電價和碳價的良性互動，以碳價格作為信號引導(dǎo)企業(yè)節(jié)能減排。值得注意的是，碳成本在電力市場參與主體中的分配應(yīng)以系統(tǒng)視角進行科學(xué)設(shè)計。但不管怎樣，為更快促進電力市場更加低碳、清潔、高效，讓電價反映市場供需及碳減排成本應(yīng)成為電力市場化改革的重要方向。
（廈門大學(xué)管理學(xué)院博士研究生朱朋虎對本文亦有貢獻）
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責(zé) 編／張 曉
林伯強，廈門大學(xué)管理學(xué)院“長江學(xué)者”特聘教授、中國能源政策研究院院長，國際期刊《Energy Economics》主編。研究方向為能源經(jīng)濟、能源政策、技術(shù)經(jīng)濟。主要著作有《初級能源經(jīng)濟學(xué)》（合著）、《高級能源經(jīng)濟學(xué)》（合著）、《能源金融》（合著）等。
