黃思嘉 陳衛(wèi)中 鄭寧敏 陳世勇 鄭子墨

（1 中國電建集團福建省電力勘測設(shè)計院有限公司 福建福州 350003 2 閩粵聯(lián)網(wǎng)電力運營有限公司 福建漳州 363300）

1 概述

隨著我國 “雙碳” 目標(biāo)的確立以及碳市場建設(shè)的加速推進，電力系統(tǒng)的安全與經(jīng)濟調(diào)度將面臨更多挑戰(zhàn)。且碳電市場建設(shè)存在不協(xié)調(diào)，針對不同類型電力市場的電力主體市場行為與碳排放權(quán)市場對應(yīng)主體的碳權(quán)配額量缺少對應(yīng)關(guān)系，進而影響電力行業(yè)實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的進度和質(zhì)量?！半p碳”目標(biāo)下的電力市場與碳排放權(quán)市場有必要通過市場耦合的方式，以電力交易市場為基礎(chǔ)，融合碳排放權(quán)，在電力交易過程中將碳權(quán)價值通過電力市場形式來表現(xiàn)。

2 電力市場與碳市場的關(guān)系

目前我國碳市場與電力市場建設(shè)仍處于起步階段，就電力行業(yè)而言，二者市場主體高度重合，目標(biāo)高度契合，在“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)下，2 個市場將逐漸呈現(xiàn)相互交叉、相互影響、相輔相成的耦合發(fā)展態(tài)勢［1-2］。

首先，碳市場帶來的碳成本會影響電力現(xiàn)貨市場交易及發(fā)電企業(yè)的中長期投資，從而改變電力市場的電源結(jié)構(gòu)。其次，電力市場中電源結(jié)構(gòu)和需求側(cè)管理水平也將對碳市場中碳排放權(quán)配額的分配和價格產(chǎn)生影響。一方面，隨著電力市場電源結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化，清潔能源發(fā)電比重逐步增加，電力領(lǐng)域碳排放總量將不斷降低；另一方面，隨著需求側(cè)管理水平的提高，通過設(shè)定合理的電價結(jié)構(gòu)及補償機制，引導(dǎo)用戶側(cè)削峰填谷，平穩(wěn)負(fù)荷曲線，從而平穩(wěn)電廠出力，降低了機組單位碳排放量。最后，電力市場和碳市場存在相互制約關(guān)系，特別是火電廠的低成本與高碳排放的特性，促使電力結(jié)構(gòu)會在一定范圍內(nèi)處于穩(wěn)定均衡狀態(tài)。

3 融合碳交易的電力市場模式及交易機制設(shè)計

結(jié)合當(dāng)前全國碳排放交易體系框架的構(gòu)建思路，基于電力市場交易機制，將碳交易市場體系與電力市場體系相結(jié)合，統(tǒng)籌用戶電力消費的能量屬性、碳屬性，構(gòu)建“能量+碳”的電力商品，構(gòu)建融合碳交易的電力市場機制框架。

根據(jù)文獻(xiàn)研究，碳電市場的關(guān)聯(lián)模式主要有3 種：直接單向關(guān)聯(lián)、直接雙向關(guān)聯(lián)以及間接關(guān)聯(lián)［3-4］。為更好地促進碳電市場融合發(fā)展，建議以直接雙向關(guān)聯(lián)方式為基礎(chǔ)搭建融合碳交易的電力市場交易機制。在電力市場交易過程中融合碳屬性指標(biāo)，構(gòu)建“能量+碳”的電力交易指標(biāo)體系，形成能夠促進用戶“滿足用能需求，減少碳屬性消費”的碳電市場機制框架，從而實現(xiàn)通過市場手段促進用戶在電力交易過程中自覺購買綠電，加快清潔能源消納，減少碳排放的目的。

3.1 融合碳交易的電力市場運行模式設(shè)計

融合碳交易的電力市場交易運行流程主要涉及5 個過程，分別是：交易系統(tǒng)構(gòu)建、交易發(fā)布申報、交易出清、交易偏差處理、交易結(jié)算。

（1）交易系統(tǒng)構(gòu)建。主要是在電力市場交易系統(tǒng)基礎(chǔ)上融合碳排放權(quán)交易參數(shù)設(shè)置。交易參數(shù)被賦予電力能量屬性及碳屬性，碳電交易系統(tǒng)的數(shù)據(jù)交互為電力交易系統(tǒng)提供碳權(quán)約束條件并設(shè)置參與電力交易市場主體的準(zhǔn)入門檻；電力交易系統(tǒng)為碳排放權(quán)交易市場提供了發(fā)、用電用戶模型，為碳排放權(quán)核發(fā)和配額提供依據(jù)。

（2）交易發(fā)布申報。碳電市場交易的前提是買方發(fā)布交易需求，賣方針對需求開展交易申報。準(zhǔn)入交易的市場主體在碳電交易系統(tǒng)發(fā)布、申報電力交易信息，發(fā)布申報截止后，碳排放權(quán)市場根據(jù)電力發(fā)布申報的信息預(yù)核發(fā)和配額對應(yīng)碳權(quán)，反饋給電力市場主體，疊加形成“電量+碳排放”雙元信息。若市場主體的碳排放配額不足，需通過碳排放權(quán)市場進行缺額的碳排放權(quán)交易后，才能完成電量交易申報。

（3）交易出清。電力交易發(fā)布申報截止后，電力交易進入出清階段。交易的出清信息傳輸給碳排放權(quán)市場，碳排放權(quán)市場根據(jù)各市場主體的電力中標(biāo)數(shù)據(jù)，按照新能源碳權(quán)核發(fā)和火電配額碳權(quán)機制鎖定各市場主體的碳排放權(quán)量并反饋給電力交易系統(tǒng)對應(yīng)電力出清的碳權(quán)鎖定量。最終碳電市場按照電力交易出清機制及碳排放配額機制，分別出清電力交易成交的買賣雙方的中標(biāo)電量、電價，并鎖定碳排放權(quán)量。

（4）交易偏差處理。實際交易過程中由于發(fā)、用電偏差導(dǎo)致臨時不均衡電量，通過備用市場或彈性負(fù)荷調(diào)度消除發(fā)、用電的實際不平衡量，并將實際執(zhí)行的不平衡量及其涉及的市場主體信息傳送到碳排放權(quán)市場。碳排放權(quán)市場按照碳排放權(quán)核發(fā)和配額機制修正本輪出清的電力交易各市場主體的碳排放權(quán)量，將出清的碳排放權(quán)量反饋給電力市場并開展市場主體間的碳排放權(quán)交易。

（5）交易結(jié)算。電力交易執(zhí)行信息按照交易結(jié)算規(guī)則確定電力市場主體的市場費用，并按照碳排放權(quán)市場規(guī)則反饋電力市場主體的核發(fā)與配額碳排放權(quán)量，為電力市場的交易準(zhǔn)入門檻提供評估和完善的依據(jù)。

通過以上運行模式，將電力市場和碳排放權(quán)市場的關(guān)聯(lián)。交易各環(huán)節(jié)的數(shù)據(jù)交互，確保電力市場主體同時履行電力交易和碳權(quán)交易的市場義務(wù)，提高碳電市場融合度。

3.2 碳電市場交易流程設(shè)計

（1）電力市場擬定發(fā)用電雙方電力需求；碳交易市場確定各企業(yè)方的配額/碳排放權(quán)；

（2）開展電力交易，電力信息分解為“電量+碳排放”雙元信息；

（3）用戶交易時，結(jié)合碳配額情況和自身生產(chǎn)計劃，提交電量需求和碳排放限額；電源商將自身的電力轉(zhuǎn)換為雙元信息（電量+碳排放）的電力商品；

（4）按照電力約束、碳排限額控制，在雙邊市場上進行統(tǒng)一出清電力交易信息。交易出清結(jié)果包括買賣雙方的中標(biāo)電量、電價，并鎖定碳排放權(quán)量；

（5）根據(jù)合同結(jié)算情況，對于可再生能源合同電量可以獲得相應(yīng)的碳排放權(quán)量，在碳排放配額清繳時可作為抵扣憑證，用戶富余的碳排放配額可參與碳排放交易；

（6）可再生能源配額總量測算時，售出方所在省份應(yīng)扣除售出可再生能源電量；購入方可將可再生能源購入量納入可再生能源配額中，作為企業(yè)或者各省份的總量配額。

3.3 碳電融合的電力市場交易模式

融合碳交易的電力市場交易模式參照電力市場交易模式，按交易時間長短可分為現(xiàn)貨交易、中長期交易和期貨交易。交易品種主要是賣方發(fā)電企業(yè)與買方電網(wǎng)企業(yè)、售電公司、電力用戶之間進行電碳雙元信息的電力商品。

（1）現(xiàn)貨交易。融合碳交易的電力現(xiàn)貨交易主要包括日前交易和日內(nèi)交易，主要采用集中競價的出清方式，通過買賣雙方按時段申報“電力-價格”曲線，同時按照碳排放權(quán)配額核發(fā)機制價格鎖定響應(yīng)的碳排放權(quán)量，在賣方節(jié)點按照買賣雙方價差遞減的原則依次出清，且以最后一筆成交報價的買賣雙方均價作為系統(tǒng)邊際電價，并根據(jù)電量成交情況出清碳排放權(quán)量。

（2）中長期交易。融合碳交易的電力中長期主要包括年度（多年）交易、月度交易、月內(nèi)（多日）交易等針對不同交割周期的電力商品交易。中長期交易成交的電力商品除了結(jié)算電費之外，同時也對不同電源電量的碳排放權(quán)量進行鎖定及轉(zhuǎn)移。

（3）期貨交易。通常包括遠(yuǎn)期合同、遠(yuǎn)期期貨、短期期貨、期權(quán)、差價合同等。市場主體可以通過碳電金融合同的交易來規(guī)避市場風(fēng)險，或者進行套利。

4 融合碳交易的電力市場下發(fā)電企業(yè)運營效益分析

通過融合碳交易的電力市場機制設(shè)計，在電力商品上附加碳屬性，使火力發(fā)電等排碳電源在碳電市場上的交易量會受到碳排放限額的限制，碳排放權(quán)交易市場形成的碳價成本會傳導(dǎo)到電價上；同時還能促進高耗能、高碳排的工業(yè)企業(yè)在電力交易中更多的使用新能源電力，減少碳排放配額壓力。

4.1 各類型發(fā)電機組成本

根據(jù)《2021 年下半年全球各類電源LCOE 更新報告》相關(guān)數(shù)據(jù)，我國2021 年下半年各類主要電源平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）如表1 所示。

表1 我國2021 年下半年各類主要電源平準(zhǔn)化度電成本

從表1 可以看出，在各類主要電源中光伏、陸上風(fēng)電的度電成本基本略低于煤電，海上風(fēng)電的度電成本近年來也在持續(xù)降低。

隨著我國碳市場建設(shè)的不斷深化和完善，考慮從碳排放配額有償分配比例和碳配額價格2 個維度開展分析。

（1）碳排放配額有償分配比例。碳排放配額有償比例從0到100%，以10%遞增設(shè)置。

（2）碳排放配額價格。2021 年7 月16 日，全國碳市場上線交易正式啟動。截至2021 年12 月31 日，全國碳市場碳排放配額（CEA）累計成交量達(dá)1.79 億t，成交額達(dá)76.84 億元，每噸碳排放配額均價為42.9 元，每噸碳排放配額價格分別設(shè)定為50、80、100 元。

4.2 碳排放成本對燃煤機組和燃?xì)鈾C組的影響

根據(jù) 《2019—2020 年全國碳排放權(quán)交易配額總量設(shè)定與分配實施方案（發(fā)電行業(yè)）》，300 MW 等級以上常規(guī)燃煤機組供電碳排放基準(zhǔn)值為0.877 tCO2/MWh，燃?xì)鈾C組供電碳排放基準(zhǔn)值為0.392 tCO2/MWh。按照前述碳排放配額有償分配比例和碳配額價格設(shè)定值，計算燃煤機組和燃?xì)鈾C組發(fā)電成本的變化情況，如圖1 和圖2 所示。

圖1 不同配額有償分配比例和碳排放價格下燃煤機組碳排放成本

圖2 不同配額有償分配比例和碳排放價格下燃?xì)鈾C組碳排放成本

從圖1 和圖2 可以看出，隨著碳排放配額有償分配比例逐步加大以及碳排放配額價格持續(xù)走高，燃煤機組和燃?xì)鈾C組的碳排放成本將不斷增加。當(dāng)有償分配比例達(dá)到100%，碳排放配額價格由50 元/t 變動到100 元/t 時，燃煤機組和燃?xì)鈾C組購買碳排放配額增加的發(fā)電成本變化范圍分別達(dá)到43.8～87.7 元/MWh 和19.6～39.2 元/MWh，占各自總發(fā)電成本的12%～24%和5%～10%。

4.3 碳排放成本對可再生能源發(fā)電機組的影響

可再生能源發(fā)電機組屬于零碳電源，因而不受碳排放成本的影響。另一方面，可再生能源項目可通過國家核證自愿減排量（CCER），抵消≤5%的碳排放配額清繳責(zé)任，符合條件的可再生能源發(fā)電機組可以獲得碳排放額外收益，從而在電力市場競爭中具有更大的競價空間。

4.4 考慮碳排放成本后集中競價市場出清順序

隨著碳市場中碳成本逐步攀升，發(fā)電機組在雙邊協(xié)商市場和集中競價市場報價時，不可避免地考慮碳成本的邊際成本。由于可再生能源機組的邊際成本極低，因此出清順序靠前。而燃煤機組和燃?xì)鈾C組考慮碳排放成本后，其邊際成本會明顯提高。且單位供電碳排放強度越大的機組，碳排放成本的增加幅度也越大，造成機組邊際成本增大，出清順序靠后。

4.5 碳電市場對區(qū)域新能源消納的影響

隨著新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建及“雙碳”工作的推進，新能源發(fā)電量占比將不斷提高，且新能源具有邊際成本低、零碳排放的雙重特點，在碳電市場交易中具備競價優(yōu)勢和碳排放優(yōu)勢，從而通過市場化手段促進用戶在電力交易過程中自覺購買綠電，減少碳排放，提升區(qū)域電網(wǎng)的收益能力，加快新能源的消納與發(fā)展。

5 結(jié)論

（1）通過融合碳交易的電力市場模式設(shè)計，通過構(gòu)建“能量+碳”的電力交易指標(biāo)體系，在電力市場交易系統(tǒng)構(gòu)建、交易發(fā)布申報、交易出清、交易偏差處理、交易結(jié)算過程中引入碳排放配額機制，推動碳排放成本向電力交易用戶，特別是高能耗高碳排用戶傳導(dǎo)。

（2）當(dāng)碳排放配額有償分配比例達(dá)到100%，碳排放配額價格由50 元/t 變動到100 元/t 時，燃煤機組和燃?xì)鈾C組由于購買碳排放配額增加的發(fā)電成本分別達(dá)到43.8～87.7 元/MWh 和19.6～39.2 元/MWh，占各自總發(fā)電成本的12%～24%和5%～10%。