基于“双碳”目标的电力市场与碳市场协同发展研究

 

我国电力市场建设情况

 

2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），标志着我国新一轮电力体制改革正式拉开帷幕。六年以来，经过持续努力，我国已初步形成在空间范围上覆盖区域、省级，在时间周期上覆盖年度、月度、月内的电力中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、可再生能源消纳权重等交易品种的市场体系结构。据北京电力交易中心和广州电力交易中心年报披露信息，主要成效如下：一是市场主体不断增多。截至2020年底，国家电网公司、南方电网公司经营区域内各电力交易中心共注册市场主体分别约17万、6.6万家，同比大幅增长18.9%、49.9%，市场开放程度显著提升，市场活力进一步释放。二是市场化交易规模持续扩大。2020年，国家电网公司经营区域内，各电力交易中心总交易电量48011亿千瓦时，同比增长3.1%。其中，市场化交易电量23152亿千瓦时，同比增长9.6%；电力直接交易电量18099亿千瓦时，同比增长10.8%。南方电网公司经营区域内，省内中长期市场交易电量5035亿千瓦时，同比增长19.1%；省间交易电量（西电东送）2305亿千瓦时，同比增长1.8%。三是电力交易机构更加独立规范。2020年，交易机构股份制改造取得积极进展，电网企业在各交易机构持股比例逐步下降至50%以下，交易平台运营的独立性、规范性进一步提升，电力交易机构与调度机构职能划分更加清晰。

 

我国碳市场建设情况

 

2011年10月，国家发改委印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》（发改办气候〔2011〕2601号），启动北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳七省市开展碳交易试点工作。自2013年6月起，这些地区在一年时间内相继开市，拉开了我国碳交易从无到有的序幕。截至目前，试点市场已经完成五个履约周期，在机制构建、体系设计、市场运行等方面取得显著成效，市场参与者、交易量不断增加（纳入控排企业2800余家，碳排放总量超过13亿吨二氧化碳），已成为仅次于欧盟的全球第二大碳市场，也为全国碳市场建设积累了丰富经验。当然，也存在配额分配不准、交易活跃度不高、市场流动性不足、碳价波动较大、激励约束不够、监测/报告/核查体系（MRV）不健全等问题。

 

2017年12月，国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》（发改气候规〔2017〕2191号），全国碳市场建设正式启动。电力行业特别是发电企业具有碳排放量较大、产品相对单一、计量设备比较完备、管理比较规范等特点，因此电力行业成为碳市场的首选行业和突破口。该市场涵盖了约1700家发电企业，年排放二氧化碳约35亿吨，占全国碳排放总量的1/3左右，是迄今为止全球最大的碳市场，也是继美国区域温室气体减排行动（Regional Greenhouse Gas Initiative, RGGI）之后，第二个只有电力行业参与的碳市场。

 

2018年3月，国家发改委应对气候变化和减排职责划转至新组建的生态环境部。生态环境部成为我国碳排放权交易工作新的主管部门，继续稳步推进全国碳市场基础支撑工作。2021年1月，生态环境部印发《碳排放权交易管理办法（试行）》（生态环境部令第19号）及配额分配方案和重点排放单位名单。自2021年1月1日起，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动，涉及2225家发电行业重点排放单位，总排放规模预计超过40亿吨二氧化碳，约占全国碳排放总量的40%。

 

从2017年底宣布启动全国碳市场建设，历经三年左右时间，虽然全国碳市场在制度体系设计和交易系统建设等方面取得了较大进展，但在建设进度上与预期目标仍有比较大的差距。2021年2月，生态环境部主要领导在湖北碳排放权交易中心和上海环境能源交易所调研期间，要求全国碳市场建设尽早实现系统运行，确保6月底前启动上线交易。随着碳达峰、碳中和目标的提出，全国碳市场建设被赋予了新的时代内涵，如何选择建设路径，实现从局部试点到全局决策的平稳过渡，并与其他能源、环境和气候治理体系相适应是全国碳市场建设着重考虑的问题。

 

存在的主要问题

 

由于历史原因，我国电力市场和碳市场相对独立运行，分别由不同的国家部委负责建设，有不同的交易平台，在电力行业内部往往归属不同业务部门管理，这就造成顶层设计时尚未统筹考虑其关联性、缺乏有效协同，导致市场功能重复、作用发挥不充分、覆盖范围有限、管理成本过高等一系列问题，一定程度上制约了电力市场和碳市场的健康、可持续发展。主要表现在：

 

一是市场功能存在重复与交叉。电力市场和碳市场均通过不同机制促进电力行业向更加清洁、高效和低碳的方向发展。电力市场中的可再生能源超额消纳量交易、绿证交易、清洁能源补贴等，与碳市场中的碳配额、碳交易等政策性减排功能高度重复与交叉，大量的政策并非是一个统一规划下的有序整体，而是应时而为的独立个体。

 

二是作用发挥不充分、不到位。电力市场和碳市场均仅局限于一定区域、一定品种的交易，跨省跨区交易存在交易产品单一、市场流动性不足等壁垒。市场大范围资源优化配置、丰富产品供给、激发市场主体活力等优势无法充分发挥，导致市场缺乏活力和吸引力。

 

三是市场覆盖范围有限。电力市场中经营性电力用户发用电计划尚未全面放开，市场化交易电量占比还有提升空间，未能实现电力资源的最优化配置。碳市场主要管控电力行业及少部分工业部门的碳排放，交通、建筑等能源全产业链的相关行业未有效纳入管控范围，未能实现最大化降低碳排放。

 

四是经营成本过高。电力市场和碳市场的交易、监管等机构大多独立运作，给交易履约带来一定的管理成本。从碳市场试点经验看，总体上对于发电行业控排企业的配额分配趋于严格，配额指标逐年缩减，发电行业控排企业目前均以购买配额或核证减排量(Certified Emission Reduction，CER)的方式履约，碳履约成本逐年递增。 本@文$内.容.来.自：中`国`碳`排*放^交*易^网 t a np ai fan g.c om