应对气候变化危机已成为全球政治共识。作为国际社会中负责任的大国，中国政府明确将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，力争于2030年前实现碳排放达峰，争取2060年前碳中和。当前中国仍是全球最大的碳排放主体，2019年中国二氧化碳排放量约占全球1/4以上，与能源相关的二氧化碳排放量突破10000 MtCO2，电力行业排放量约占能源相关的二氧化碳排放量的40-45%。

因此，电力低碳转型进度不仅对支撑碳排放达峰影响重大，还将深刻影响达峰之后的趋势走向，这要求在今后的电力发展规划中需要设立更有雄心的碳排放总量目标。电力行业作为相对容易实现碳中和目标的部门，则需要采用多种手段加快实现脱碳，近期需要部署更多的可再生能源发电和核电，远期需要结合CCS、BECCS等新兴技术来实现碳中和甚至负排放。政策措施上则需要加快全国碳市场的建设步伐，完善碳市场融入电力市场，做好电力低碳转型的助推器。

国际碳市场建设实践经验表明，碳价发现机制的逐步形成，有效地推进了低碳转型进程。中国试点碳市场经过5年多的建设，紧随欧盟碳市场成为全球配额成交量第二大的碳市场。国内外碳市场建设经验表明碳交易并不会影响经济发展，且有效促进了地区节能减排。但是，从国内试点碳市场当前的运行情况来看，市场规模有限且相互独立，流动性不足的情况下尚未形成碳价发现机制。同时，试点碳市场走向全国市场的过程过于缓慢，碳市场顶层设计机制尚未出台，整体能力建设仍处于萌芽阶段。

2017年宣布电力行业率先启动全国碳市场，初期覆盖了1700余家重点排放发电企业和超过30亿吨的碳排放总量。电力部门作为碳交易最大的参与主体，其重要性不言而喻。本文尝试从碳市场建设对电力低碳转型影响的角度做出分析，希望能对全国各行业碳市场建设有所助益。

碳市场的配额总量对电力行业的影响

碳市场作为公共产品，只有政府确定好配额总量才形成资源稀缺性。碳配额限定了国家在一段指定时间跨度内可供发放的配额总量，从而限定所有受监管企业允许产生的碳排放总量上限。自上而下的国家碳配额总量分配到微观的企业单元，总量设定得越少，意味着发放到碳市场覆盖企业的配额绝对量越少，配额越稀缺。

电力行业在不同碳配额总量强度下，所能够分到的配额量也不同。电力行业分配到的配额量愈低，煤电机组面临的碳减排压力愈高。如图1所示，在低碳配额目标下，煤电行业的碳排放达峰时间、实现净零排放时间跨度和碳减排强度，明显较高碳配额目标下更严格。那么，在其他要素不变的条件下，电力低碳转型要实现更严格的碳配额总量目标，意味着需要更高的碳价来提升减排动力，这会推高煤电机组的发电成本。同时，电力行业面对不断收缩的碳配额，若不审慎考虑煤电发展规模，继续大量新建煤电机组，那么，从近中期来看，可能无法实现国家承诺的碳达峰目标，远期也会加大了实现碳中和的难度。

图1 煤电机组的累积碳排放量及煤电行业的碳配额

碳市场的配额分配对电力行业的影响

碳配额总量目标的分解传递过程，需要考虑不同时期的电气化程度。随着国家加速电能替代进程，促进电力在终端消费中的比重，将会有更多用能形式转为电力。为了不新增加电力企业负担，需要合理确定碳配额。在一定时期内，为鼓励提高电气化程度，电力行业的碳排放配额比例可以相应增加。

政府确定碳配额总量后，创造出“气候租金”的稀缺性，配额分配方法有助于确定这种气候租金在全社会范围内的分布。碳市场的配额分配机制主要包括拍卖配额和免费配额，免费配额又根据不同的标准分为“祖父法”、“行业基准线法”和“基于产出法”。

不同行业数据的可获得性不同，因此可采用的分配方法也存在差异，配额分配机制的复杂性不同，导致其产出效果也不同。为适应区域性/行业差异的最好方式是通过拍卖解决，et al (2001)的研究指出拍卖法的成本效益大概是祖父法和行业基准法的两倍电力的论文，拍卖还能产生财政收入，奖励早期采取节能减排措施的企业。但拍卖方式不容易开展向碳排放交易体系过渡阶段的管理工作，且存在碳泄露风险。因此，在碳市场建立初期应当尽可能采用“祖父法”和“行业基准线法”这样简单的免费分配方式，尽快形成规模效应。同时，需要明确未来碳配额拍卖比例会在实践过程中逐步调整。中长期看，随着配额分配方式转变，即免费分配的比例逐渐降低，拍卖比例逐渐提高直到采用100%拍卖，届时碳排放主体的成本会有较大程度增加。煤电作为碳交易的最大主体，随着拍卖比例的提升，其碳减排的成本也会逐步增加。

我国长期以来，电力行业实行“三公调度”政策，等利用小时数水平下，碳排放较低机组的排放量和碳排放较高机组的排放量之间的差距并不非常显著。随着电力市场化进程加快，高效机组利用效率会产生提升，若按照 “祖父法”分配，会拉低高效机组分到的碳配额，推高高效机组发电成本。因此，我国电力行业配额2017年分配方案中，根据机组的压力参数、容量级别和燃料类型，按照“行业基准线法”对11类机组进行了细分，高效机组的基准值要低于低效机组。但是，细分基准值的方案主要考虑了机组能效对电力行业碳排放的影响，而且同容量等级机组的竞争维度，存在人为扭曲发电侧成本的风险，不利于形成合理的煤电机组碳排放成本。

2019年，生态环境部对电力行业配额分配方案再次进行了调整，根据行政区域内重点排放单位2019-2020年的实际产出量和“基准线法”相结合方案核定最终碳配额量，形成 两个基准线分配方案，并简化了机组基准线分类，如表1所示。简化基准线的方式，可以使得部分碳排放强度较低的煤电机组，从控排对象直接转变为受益对象，从碳市场中持续获得收益，这样可以形成正向激励。当前的基准线分配方法下，没有将煤电机组和燃气机组放到一个竞争维度，这意味着部分燃气机组仍面临一定程度的减排压力。

表1 2019年发电行业碳排放配额分配基准线

碳边际减排成本与碳价对电力行业的影响

边际减排成本是指每多减排一单位的二氧化碳所要付出的成本。不同的减排方式具有不同的单位减排成本，将各类减排方式按照单位减排成本排列，则可得出一条上升的边际减排成本曲线（MACC），随着减排量增加，碳边际减排成本上升，如图2所示。

图2 碳边际减排成本曲线

若一家燃煤发电企业有单位减排成本高的1号电厂和单位减排成本低的2号电厂，这家发电企业年度碳减排目标为50万吨，平均分配两个电厂都需要实现25万吨的减排目标。当碳交易市场不存在时，1号电厂和2号电厂为了实现减排目标，都需要采取减排措施来降低排放，对比两个电厂减排量都达到25万吨时，1号电厂的减排成本显著高于2号电厂。当碳交易市场存在，且形成有效碳价，为实现50万吨的减排总目标，单位减排成本低的2号电厂可以选择采取高强度的减排措施进行大量减排，最终将其排放总量降至15万吨，多余的10万吨碳配额可用于出售。与此同时，单位减排成本高的1号电厂可以采取低强度的减排措施，将其排放控制在35万吨，然后从碳市场购买需要的10万吨碳配额来实现总量履约。结果是，在完成同样总量减排目标下，碳交易可以促进经济有效的减排，案例中的燃煤发电企业可以通过碳交易可节约减排成本C1，如图3所示。

图3两家碳边际减排成本不同的企业的MACC

假设A和B均为发电企业，除了在加入碳市场后采取的减排方案不一样，其余情况一致。2020年初始进入碳市场中时的排放量均为500万吨，分配得到一样的碳配额。若2025年碳价上涨到110元/吨时，两家企业的碳配额均为460万吨，考虑到碳价的作用，A企业采取低强度的减排措施花费了4000万元，B企业选择高强度的减排措施花费了8000万元。由图4可知，当碳价为110元/吨时，A企业正好完成碳配额目标，B企业可以将节约的50万吨碳配额卖给其他企业，可以赚取5500万元的收入。那么，A企业和和B企业的净支出成本分别为4000万元和2500万元，可知，A企业和B企业的碳边际减排成本为100元/吨和50元/吨，采取高强度减排措施的B企业的碳边际减排成本还低于A企业。若2030年碳价上涨到200元/吨时，两家企业的碳配额均为400万吨，A企业花费了8000万元，B企业花费了1.5亿元。计算可知，A企业和B企业的碳边际减排成本为80元/吨和18.75元/吨，A企业与B企业的碳边际减排成本进一步拉大。若2030年B企业采取的减排技术成本下降为1亿元，则实现盈利2000万元，那么，可得出B企业的碳边际减排成本-33元/吨。

图4采取不同减排方案企业的碳减排情况

不同减排技术的减排强度和投入的资金不同，所形成的碳边际减排成本也不同。为保证在实现碳排放量与碳配额供需平衡时，企业所采取的减排行动能是盈利的，则需要形成不同碳价，且碳价需要根据碳边际减排成本及时调整，才能保障采取减排措施企业能够形成一定的利润。随着碳价的不断上涨，越早期采取更高强度的减排方案的发电企业，在市场中的竞争力将显著高于低强度或不采取减排措施的企业。减排能力弱的煤电机组需要支付更多的成本去购买碳配额，进而增加了其整体经营成本，形成了正向激励机制来倒逼落后机组退出市场。

碳市场与电力市场协同对电力低碳转型影响

我国正处于由原来计划体制下政府管理向市场化竞价上网改革的过渡阶段。竞争电力市场下的机组调度、机组利用效率、机组的发电收入都将与计划体制下的情况产生很大的不同，而这些不同会影响电力企业的碳配额分配、企业的发电成本及企业经营收益。

计划体制下，等利用小时数的机制使得煤电机组排放量之间并没有拉开差距。而竞争性电力市场的建立会改变不同煤电机组的定位，高效的百万超超临界机组和60万千瓦的超临界机组将更多承担基础负荷作用，年利用小时数或会超过6000h左右；30万千瓦亚临界机组将承担腰荷，年利用小时数3000-4000h左右；30万千瓦以下机组将承担峰荷或运行备用作用，年利用小时数不超过2000h。机组分类型优化后，整体利用效率提升，机组的年发电量变化情况将如图5所示。

竞争电力市场体制下，高效煤电机组的利用效率得到了提升，高效机组的更多发电可以减少低效机组发电，进而减少碳排放量。企业拥有的高效机组数量越多，得到的碳配额量也应该越多。因此，通过改变高效煤电机组低效运行现状得到更多的碳配额，可以使得燃气机组、超超临界、热电联产等高效率低排放的机组形成正向激励，使得低效率高排放的机组形成反向激励，排放强度高的企业和机组逐渐退出市场，如图5所示。但仍需要考虑部分机组在电力系统中的地位，根据企业实际承受能力给予生存空间，后期逐步调整收紧碳配额，以确保碳市场在发挥作用的前提下，不对保障电力系统安全的机组造成较大冲击。由此可以预计初期碳市场价格将相对较低，以降低可能存在的系统性风险。

图5市场机制下将改变高效煤电机组低效运行现状

计划体制下，上网电价的制定原则是：政府根据经营期限，按省级电网内同时期建设的同类型技术先进的发电机组的社会平均成本为基础核定成本，加合理收益和税金的原则核定标杆上网电价。竞争性电力市场则是采取经济调度的报价策略，发电商向调度机构投标报价，调度机构按报价高低优化调度，现货市场价格根据所调机组的最高报价确定。

随着碳市场的建成和电力市场的发展，碳定价未来会传导给发电企业，使得低效高排放的燃煤发电机组运营成本产生上涨，进而改变调度的优先次序，促使高效低排放的机组被优先调度使用，减少调度高碳排放机组形成正向激励。

市场机制下电力的论文，高效低排放的煤电机组将产生更高的收益，拥有高效机组多的企业经营效益更佳，会有更多资金投入到低碳机组建设和减排措施应用。经济调度下，低效高排放的煤电机组的利用效率下降将使得经营收益减少，有利于高碳机组退出市场。碳市场和电力市场耦合下会拉高边际出清机组报价，这样也会发出价格信号，吸引更丰富的需求响应、储能等灵活性资源进入市场（见图6），以加速电力系统低碳转型。

图6 碳市场与电力市场耦合作用下发电报价变化

计算同等发电量下，计划体制和市场体制下的煤电机组累积碳排放量如图7和图8所示。2020年，市场体制下的现役机组较计划体制下可减少排放量E1。假设2025年的煤电行业全国碳配额总量为4000 MtCO2，在不新建计划机组情景下，即仅保存当前现役机组（不包括到期退役），计划体制下需要购买碳配额E2，而市场体制下可卖碳配额E5；在建机组建成投产情景下，计划体制和市场体制下分别需要购买碳配额E3和E6（E3大于E6）；计划机组全部建成投产情景下，计划体制和市场体制下分别需要购买碳配额E4和E7（E4大于E7）。可知，市场体制下的产生的碳排放总量低于计划体制；从远期来看，若盲目扩张建设新的煤电，未来电力行业或需要购买更多的碳配额才能实现电力行业的总量目标。因此，未来一定强度的行业碳配额总量目标会约束计划煤电机组的建设规模。同时，新的资本在面临投资抉择时，也会更倾向于选择清洁低碳的技术，而不是可能面临支付高昂碳成本或面临搁浅的煤电机组。

图7 计划体制下煤电机组累积碳排放量

图8 市场体制下煤电机组累积碳排放量

结论与政策建议

随着碳市场的不断建设和完善，碳定价引入电力部门并与电力市场耦和，会进一步推动电力低碳转型。

从碳配额总量和配额分配的角度看：全国碳配额总量减少，电力行业能够分到的配额总量也就相对较少；碳配额的分配过程中，考虑加速电气化的影响，为不增加电力企业的经营负担，电力行业的配额量需要合理调整；碳配额分配方法的确定，将经历从免费到拍卖的过程，随着拍卖比例的提高，煤电作为碳交易的最大主体，其碳减排成本将会逐步提高。

从碳边际减排成本和碳价的角度看：根据碳边际减排成本曲线分析，碳市场的建设能够经济有效的降低电力行业减排成本。同时碳价需要根据不同减排强度下的碳边际减排成本及时调整，来保障电力企业所采取的减排行动能是能够形成一定的盈利的，进而来鼓励企业采取高强度的减排措施。

从碳市场与电力市场耦合运行来看：碳市场与电力市场的结合会改变高效煤电机组低效运行现状，使得高效低碳机组到更多的碳配额，形成正向激励。经济调度会改变机组被调度的优先次序，进而影响不同排放强度机组的利用效率，也会推高边际出清发电成本。因此，低碳企业可以获得更多收益用于减排改造和新建低碳投资，高碳企业面临经营恶化需要退出市场，碳价释放的价格信号也可以吸引更加低碳、灵活的资源进入市场，助力电力结构朝着更清洁低碳方向发展。同时，市场体制下的产生的碳排放总量低于计划体制，从远期来看，未来一定强度的行业碳配额总量目标约束和高碳价的传导，会减少计划煤电机组的建设规模，新的资金将更多应用到低碳电力发展。

综上分析，本文给出碳市场建设的相关政策建议如下：

碳市场建设的目的不是碳交易本身，分配配额方法的确定应该是为了支持切实减排，这才是碳市场建立的初心。因此，全国碳市场建设首先要做的是纳入更多的参与主体，尽快形成规模效应，接着是采取由易到难、由松到紧的配额分配，然后定期根据实施的效果进行阶段性回顾评估，根据实践过程中遇到的问题不断调整和完善。

需要通过碳市场形成科学有效的碳排放定价机制，确保碳价维持在合理区间，逐步实现化石能源发电碳排放外部成本内部化，不断强化电力行业碳减排的成本意识，吸引高效灵活低碳投资，抑制新增高碳投资，防止资产搁浅风险。

需要进一步研究火电和可再生能源发电企业形成碳市场交易主体，将国家核证自愿减排量（CCER）纳入碳市场，有序扩大对可再生能源发电的支持范围，提高低碳能源的经济性和竞争力，积极引导绿色低碳投资，促进企业从高碳排放向低碳化发展。

深入研究“十四五”及中长期碳市场和电力市场改革工作的协同发展方向，推进两个市场整体规划与协调。近期共同推动煤电供给侧结构性改革，淘汰落后机组，远期强化低碳减排技术应用和吸引低碳投资共同推动电力低碳转型。

关于作者

袁家海博士，现任经济与管理学院教授、博士生导师，2011年3月至2012年3月赴美国密歇根大学（安娜堡）进行访问研究。袁家海教授近年来负责或主研10余项国家级、省部级和国际合作课题，公开发表学术论文60余篇，其中被SCI/SSCI收录论文51篇，ESI高被引论文2篇。主要研究方向为能源系统工程理论与应用，能源系统低碳转型与决策等。现主持国家自然科学基金面上项目1项，国家社科基金重大项目子课题1项，北京市和国际合作课题多项。目前主要致力于低碳电力转型与决策，煤电供给侧改革与金融政策，可再生能能源竞争力与政策，一带一路电力低碳发展与合作等方面的研究工作。

张为荣，华北电力大学经济与管理学院学生。

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