ao工艺的碳源（eo封面电碳市场耦合挑战）

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ao工艺的碳源（eo封面电碳市场耦合挑战）(1)

南方能源观察

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eo记者潘秋杏

编辑张翼

审核冯洁

2022年，全国碳排放权交易扩容的消息并没有如期到来。

在绿色金融60人论坛（GF60）和上海金司南金融研究院举办的“全国碳市场扩容的主要难题与应对策略”线上主题研讨会上，有参与全国碳市场设计的专家表示，第二个履约期的重点排放单位还是只有发电行业，扩容时机并不成熟，扩容条件也不满足。

“纳入新行业须做好必要的准备，同时各方要达成共识，目前看这些行业还没做好足够的准备。同时，疫情等因素对经济造成较大冲击，目前扩容时机不是很好。”该专家认为。

全国碳市场扩容绕不开的一个问题是，碳市场与电力市场两者如何相互协调，以平衡公平和效率。

碳价暂未传导至电价

经过试点碳市场10年的探索，2021年7月，全国碳市场正式开启上线交易。目前在全国碳市场参与履约的只有电力行业。专家预计，钢铁、有色等行业被纳入碳市场的时间将在2024年前后。

2021年10月12日国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称《通知》），燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价上下浮动”范围内形成上网电价。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%。

其中，高耗能企业电价不受上浮20%的限制，这意味着进入电力市场的高耗能企业直接面临“能涨能跌”的电价。

因此，碳市场纳入其他行业，需要考虑其进入电力市场后是否已经承担了发电企业传导的碳成本。

目前，全国碳市场在计算碳排放时延续了试点的做法，即纳入了直接排放和间接排放。

直接排放是指使用煤炭、天然气、石油等化石能源燃烧过程中产生的二氧化碳排放。间接排放是指因购入电力和热力等所对应的生产环节产生的二氧化碳排放。

中创碳投的一份分析认为，碳市场纳入电力间接排放是特定历史时期下的折中方案，如今电力市场在制度层面已经基本具备传导碳成本的功能，未来随着碳市场和电力市场逐步成熟，特别是碳价上涨到较高水平，足以对电力需求侧产生与碳市场直接管控相当的效果时，碳市场促进需求侧减排的作用已经能够体现，纳入电力间接排放的必要性将大幅减弱。

此分析指出，纳入碳市场的高耗能行业企业，一方面要承担碳排放成本，另一方面也要承担发电企业向电价传导的碳成本，可能会面临由碳市场施加的直接和间接双重压力，成本上升幅度面临较高的不确定性。此时，碳市场纳入电力间接排放的合理性也有待商榷。

从欧洲经验来看，发电企业承担的碳价可以通过电力市场传导到电价，进入碳市场的非发电企业，在计算碳排放时没有纳入间接碳排放。

在南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所副所长朱浩骏看来，我国电价体系复杂，包括交叉补贴等，电力市场尚无合理体现碳成本的定价机制，发电企业的碳成本在现阶段难以直接传导到电价里。“碳价传导到电价的相关机制需要研究，发电企业和用户在市场中的行为也需要研究。”

广州碳排放权交易中心有限公司碳市场部副总经理陈浩在前述研讨会中指出，国家层面也在推进绿色电力交易、用能权交易等，有能源“双控”向碳排放“双控”转变的趋势。碳市场在扩容过程中，如何处理好多部门政策的衔接，采取有效措施，避免多重管控，减轻企业受到的环境规制影响等，是需要考虑的重要问题。

电力行业是首批纳入全国碳市场的行业，首个履约周期共纳入发电行业重点排放单位2162家。

无论是碳市场还是电力市场，都会对电力企业的发展产生影响。在碳市场中，碳价的加入会推高燃煤机组成本，碳排放相对低的发电机组可以增加经济收益。在适用经济调度的市场场景中，碳排放相对低的发电资源可以获得更多发电机会。

在全国碳市场的第一个履约期，考虑到发电企业的经营压力，企业的碳排放配额以免费、足额发放为主，履约压力小。未来随着碳市场建设的深入，碳价将会上涨。

前述专家指出，全国碳市场目前价格在50元/吨至60元/吨之间，已经超出预期，通过模型测算，“十三五”期间边际减排成本约58元/吨，可以说碳价发挥了有效作用。碳价未来还将呈现上升趋势，根据模型测算，2025年我国边际减排成本为68元/吨，2030年边际减排成本约为104元/吨。

南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长陈政曾撰文指出，根据测算，当免费碳配额降到0、碳价上升到每吨200元左右的时候，煤电的度电碳减排履约成本将超过0.18元，接近现在煤电平均价格的一半，这也意味着碳市场将整体抬升化石能源发电机组的综合成本。

在以煤为主的基本国情下，煤电仍需发挥“压舱石”和“稳定器”作用。如何在保障电力安全可靠供应的基础上，加快能源电力低碳转型步伐，是电力市场和碳市场在发展过程中需要共同探讨的问题。

在南方电网公司创新管理部高级经理代姚看来，两个市场可独立运行，其机制设计应该是在环境权益上互认，在碳达峰阶段，电价不宜过多叠加碳价，应该引导适当保留火电生存空间，做大新能源增量。

抵消机制如何定

过去可再生能源发展主要是靠支持供给侧推动，比如给予补贴。新的政策开始尝试通过市场刺激电力用户购买绿色电力，来推动可再生能源发展。

2021年9月，国家发展改革委、国家能源局正式函复《绿色电力交易试点工作方案》，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。

与绿色电力交易一样具备环境价值的国家自愿核证减排量（CCER）也将迎来发展。

2022年5月30日，国务院办公厅转发了国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》（以下简称《实施方案》）。《实施方案》提出，支持将符合条件的新能源项目温室气体核证减排量纳入全国碳排放权交易市场进行配额清缴抵消。

据悉，北京绿色交易所正在开展全国自愿减排注册登记系统和交易系统的建设工作，生态环境部在制定《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》及相关技术规范，组织建设温室气体自愿减排注册登记系统和交易系统。

2022年1月28日，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）指出，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。

根据生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》，我国可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果，经过量化核证并登记后，即可作为CCER。

CCER与绿色电力都具有环境价值，由于可再生能源发电既是绿色电力的供应方，又可以作为CCER的供应方，因此两者如何衔接，避免重复计算和交易，确保用户获得唯一的环境权益，是用户的关注点。

“未来，包括腾讯在内的数据中心，可能都会纳入地方的碳交易市场，数据中心绿色能源团队也在研究，如果我们作为控排企业被纳入的话，应该如何参与碳交易。”腾讯碳中和战略高级顾问翟永平近期在腾讯的一场发布会上接受媒体采访时指出。

清华大学低碳能源实验室助理研究员杜尔顺指出，电力市场和碳市场的交割时间不一样，绿电交易和绿证、CCER之间的规则没有梳理清楚，“电力市场和碳市场的耦合可能远比我们想象的复杂”。

有电力研究者认为，允许可再生能源项目通过CCER进入碳市场仍需要谨慎，在碳排放结构性问题突出的时候，比如电力行业减排压力突出时，抵消机制可能会减缓电力行业的实际碳减排进程，也容易造成碳市场的供求宽松，进而导致碳价低迷，使实际效果偏离政策初衷。因此，激励可再生能源的发展，明确各种机制的政策目标和边界非常重要。

实现耦合需市场完善

“未来电力市场和碳市场要耦合在一起，但怎么耦合以及什么时候耦合，可能需要电力市场完善之后，才能慢慢打通。”杜尔顺认为。

中国社会科学院财经战略研究院冯永晟、中国社会科学院亚太与全球战略研究院周亚敏在《“双碳”目标下的碳市场与电力市场建设》一文中指出，碳市场的建立和有效运行需要竞争性的电力市场。如果电力市场的资源配置机制以计划为主，那么碳价将不可避免地影响发电行业的整体利益和发展能力。尽管电力计划配置下的碳价仍可能以更强力度挤出高碳电源特别是煤电，但也会使电力供求面临整体失衡风险，进而带来系统可靠性隐患，引发缺电、限电，由此造成的社会福利损失可能更高。如果政府以行政提价方式帮助发电行业传导碳成本，那么又会扭曲碳价的作用，降低碳市场对高碳电源的约束效果。

南方电网改革发展研究中心张森林认为，电力市场和碳市场都是通过市场机制优化资源配置，促进我国电力行业向更加清洁、低碳和高效的方向发展，两者在服务“双碳”目标上具有一致性。当前我国电力市场与碳市场均处于逐步推进、逐步完善的阶段，其发展目标都是构建全国统一的大市场体系。从当前推进情况来看，两个市场建设都存在亟待解决的问题。

比如，对正在建设的多层次全国统一电力市场体系来说，国家市场、区域市场、省级市场的功能定位及协同机制还没有达成共识，如何利用市场机制保障电力可靠供应、提升新能源消纳能力、挖掘调节资源价值、引导绿色能源消费等问题还需要进一步深入研究。对已运行接近一年的全国碳市场来说，如何提升碳市场交易规模和流动性，如何形成科学的碳定价机制，如何完善MRV体系（指碳排放的量化与数据质量保证的过程，包括监测（Monitoring）、报告（Reporting）、核查（Verfication），还需要进一步明晰解决方案。

张森林指出，两个市场都面临一定的不确定性，后续可能存在发展时间、空间的不统一，需统筹考虑两个市场的顶层设计，政策制定要促进两个市场有机融合、协同发展。

代姚认为，需要统筹考虑两个市场的机制设计，把两个市场的交易品种、交易范围、交易规则等之间的联系建立起来，以推动两个市场有机耦合。

“未来一段时间内碳市场和电力市场还会是独立的两个市场，但是交织的点会越来越多。”朱浩骏说。

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