編者按：2020年9月22日習近平主席在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上的講話中宣布：“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。”備受矚目的全國碳市場建設是助力中國實現碳達峰、碳中和目標的重要抓手。全國碳市場在2017年底啟動之后，籌備工作按基礎建設期、模擬運行期到深化完善期三個階段穩步推進，并在體制機制建設、基礎設施、數據質量和能力建設上都取得了不少進展，市場基本要素逐步完善。綠色創新發展中心一直以來對碳市場議題高度關注，并組織過多場國際國內專家參與的研討會。本公眾號持續刊發關于碳市場相關議題的文章，旨在促進碳市場建設的最佳實踐經驗交流、問題分析探討。今天刊發的是華北電力大學經濟與管理學院教授、博士生導師袁家海和華北電力大學張為榮共同撰寫的文章。
圖片來源：全國能源信息平臺
應對氣候變化危機已成為全球政治共識。作為國際社會中負責任的大國，中國政府明確將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，力爭于2030年前實現碳排放達峰，爭取2060年前碳中和。當前中國仍是全球最大的碳排放主體，2019年中國二氧化碳排放量約占全球1/4以上，與能源相關的二氧化碳排放量突破10000 MtCO2，電力行業排放量約占能源相關的二氧化碳排放量的40-45%。因此，電力低碳轉型進度不僅對支撐碳排放達峰影響重大，還將深刻影響達峰之后的趨勢走向，這要求在今后的電力發展規劃中需要設立更有雄心的碳排放總量目標。電力行業作為相對容易實現碳中和目標的部門，則需要采用多種手段加快實現脫碳，近期需要部署更多的可再生能源發電和核電，遠期需要結合CCS、BECCS等新興技術來實現碳中和甚至負排放。政策措施上則需要加快全國碳市場的建設步伐，完善碳市場融入電力市場，做好電力低碳轉型的助推器。國際碳市場建設實踐經驗表明，碳價發現機制的逐步形成，有效地推進了低碳轉型進程。中國試點碳市場經過5年多的建設，緊隨歐盟碳市場成為全球配額成交量第二大的碳市場。國內外碳市場建設經驗表明碳交易并不會影響經濟發展，且有效促進了地區節能減排。但是，從國內試點碳市場當前的運行情況來看，市場規模有限且相互獨立，流動性不足的情況下尚未形成碳價發現機制。同時，試點碳市場走向全國市場的過程過于緩慢，碳市場頂層設計機制尚未出臺，整體能力建設仍處于萌芽階段。2017年宣布電力行業率先啟動全國碳市場，初期覆蓋了1700余家重點排放發電企業和超過30億噸的碳排放總量。電力部門作為碳交易最大的參與主體，其重要性不言而喻。本文嘗試從碳市場建設對電力低碳轉型影響的角度做出分析，希望能對全國各行業碳市場建設有所助益。碳市場作為公共產品，只有政府確定好配額總量才形成資源稀缺性。碳配額限定了國家在一段指定時間跨度內可供發放的配額總量，從而限定所有受監管企業允許產生的碳排放總量上限。自上而下的國家碳配額總量分配到微觀的企業單元，總量設定得越少，意味著發放到碳市場覆蓋企業的配額絕對量越少，配額越稀缺。
電力行業在不同碳配額總量強度下，所能夠分到的配額量也不同。電力行業分配到的配額量愈低，煤電機組面臨的碳減排壓力愈高。如圖1所示，在低碳配額目標下，煤電行業的碳排放達峰時間、實現凈零排放時間跨度和碳減排強度，明顯較高碳配額目標下更嚴格。那么，在其他要素不變的條件下，電力低碳轉型要實現更嚴格的碳配額總量目標，意味著需要更高的碳價來提升減排動力，這會推高煤電機組的發電成本。同時，電力行業面對不斷收縮的碳配額，若不審慎考慮煤電發展規模，繼續大量新建煤電機組，那么，從近中期來看，可能無法實現國家承諾的碳達峰目標，遠期也會加大了實現碳中和的難度。
碳配額總量目標的分解傳遞過程，需要考慮不同時期的電氣化程度。隨著國家加速電能替代進程，促進電力在終端消費中的比重，將會有更多用能形式轉為電力。為了不新增加電力企業負擔，需要合理確定碳配額。在一定時期內，為鼓勵提高電氣化程度，電力行業的碳排放配額比例可以相應增加。政府確定碳配額總量后，創造出“氣候租金”的稀缺性，配額分配方法有助于確定這種氣候租金在全社會范圍內的分布。碳市場的配額分配機制主要包括拍賣配額和免費配額，免費配額又根據不同的標準分為“祖父法”、“行業基準線法”和“基于產出法”。不同行業數據的可獲得性不同，因此可采用的分配方法也存在差異，配額分配機制的復雜性不同，導致其產出效果也不同。為適應區域性/行業差異的最好方式是通過拍賣解決，Burtraw et al (2001)的研究指出拍賣法的成本效益大概是祖父法和行業基準法的兩倍，拍賣還能產生財政收入，獎勵早期采取節能減排措施的企業。但拍賣方式不容易開展向碳排放交易體系過渡階段的管理工作，且存在碳泄露風險。因此，在碳市場建立初期應當盡可能采用“祖父法”和“行業基準線法”這樣簡單的免費分配方式，盡快形成規模效應。同時，需要明確未來碳配額拍賣比例會在實踐過程中逐步調整。中長期看，隨著配額分配方式轉變，即免費分配的比例逐漸降低，拍賣比例逐漸提高直到采用100%拍賣，屆時碳排放主體的成本會有較大程度增加。煤電作為碳交易的最大主體，隨著拍賣比例的提升，其碳減排的成本也會逐步增加。我國長期以來，電力行業實行“三公調度”政策，等利用小時數水平下，碳排放較低機組的排放量和碳排放較高機組的排放量之間的差距并不非常顯著。隨著電力市場化進程加快，高效機組利用效率會產生提升，若按照 “祖父法”分配，會拉低高效機組分到的碳配額，推高高效機組發電成本。因此，我國電力行業配額2017年分配方案中，根據機組的壓力參數、容量級別和燃料類型，按照“行業基準線法”對11類機組進行了細分，高效機組的基準值要低于低效機組。但是，細分基準值的方案主要考慮了機組能效對電力行業碳排放的影響，而且同容量等級機組的競爭維度，存在人為扭曲發電側成本的風險，不利于形成合理的煤電機組碳排放成本。2019年，生態環境部對電力行業配額分配方案再次進行了調整，根據行政區域內重點排放單位2019-2020年的實際產出量和“基準線法”相結合方案核定最終碳配額量，形成 兩個基準線分配方案，并簡化了機組基準線分類，如表1所示。簡化基準線的方式，可以使得部分碳排放強度較低的煤電機組，從控排對象直接轉變為受益對象，從碳市場中持續獲得收益，這樣可以形成正向激勵。當前的基準線分配方法下，沒有將煤電機組和燃氣機組放到一個競爭維度，這意味著部分燃氣機組仍面臨一定程度的減排壓力。表1 2019年發電行業碳排放配額分配基準線
邊際減排成本是指每多減排一單位的二氧化碳所要付出的成本。不同的減排方式具有不同的單位減排成本，將各類減排方式按照單位減排成本排列，則可得出一條上升的邊際減排成本曲線（MACC），隨著減排量增加，碳邊際減排成本上升，如圖2所示。
圖2 碳邊際減排成本曲線
若一家燃煤發電企業有單位減排成本高的1號電廠和單位減排成本低的2號電廠，這家發電企業年度碳減排目標為50萬噸，平均分配兩個電廠都需要實現25萬噸的減排目標。當碳交易市場不存在時，1號電廠和2號電廠為了實現減排目標，都需要采取減排措施來降低排放，對比兩個電廠減排量都達到25萬噸時，1號電廠的減排成本顯著高于2號電廠。當碳交易市場存在，且形成有效碳價，為實現50萬噸的減排總目標，單位減排成本低的2號電廠可以選擇采取高強度的減排措施進行大量減排，最終將其排放總量降至15萬噸，多余的10萬噸碳配額可用于出售。與此同時，單位減排成本高的1號電廠可以采取低強度的減排措施，將其排放控制在35萬噸，然后從碳市場購買需要的10萬噸碳配額來實現總量履約。結果是，在完成同樣總量減排目標下，碳交易可以促進經濟有效的減排，案例中的燃煤發電企業可以通過碳交易可節約減排成本C1，如圖3所示。
圖3兩家碳邊際減排成本不同的企業的MACC
假設A和B均為發電企業，除了在加入碳市場后采取的減排方案不一樣，其余情況一致。2020年初始進入碳市場中時的排放量均為500萬噸，分配得到一樣的碳配額。若2025年碳價上漲到110元/噸時，兩家企業的碳配額均為460萬噸，考慮到碳價的作用，A企業采取低強度的減排措施花費了4000萬元，B企業選擇高強度的減排措施花費了8000萬元。由圖4可知，當碳價為110元/噸時，A企業正好完成碳配額目標，B企業可以將節約的50萬噸碳配額賣給其他企業，可以賺取5500萬元的收入。那么，A企業和和B企業的凈支出成本分別為4000萬元和2500萬元，可知，A企業和B企業的碳邊際減排成本為100元/噸和50元/噸，采取高強度減排措施的B企業的碳邊際減排成本還低于A企業。若2030年碳價上漲到200元/噸時，兩家企業的碳配額均為400萬噸，A企業花費了8000萬元，B企業花費了1.5億元。計算可知，A企業和B企業的碳邊際減排成本為80元/噸和18.75元/噸，A企業與B企業的碳邊際減排成本進一步拉大。若2030年B企業采取的減排技術成本下降為1億元，則實現盈利2000萬元，那么，可得出B企業的碳邊際減排成本-33元/噸。
圖4采取不同減排方案企業的碳減排情況
不同減排技術的減排強度和投入的資金不同，所形成的碳邊際減排成本也不同。為保證在實現碳排放量與碳配額供需平衡時，企業所采取的減排行動能是盈利的，則需要形成不同碳價，且碳價需要根據碳邊際減排成本及時調整，才能保障采取減排措施企業能夠形成一定的利潤。隨著碳價的不斷上漲，越早期采取更高強度的減排方案的發電企業，在市場中的競爭力將顯著高于低強度或不采取減排措施的企業。減排能力弱的煤電機組需要支付更多的成本去購買碳配額，進而增加了其整體經營成本，形成了正向激勵機制來倒逼落后機組退出市場。我國正處于由原來計劃體制下政府管理向市場化競價上網改革的過渡階段。競爭電力市場下的機組調度、機組利用效率、機組的發電收入都將與計劃體制下的情況產生很大的不同，而這些不同會影響電力企業的碳配額分配、企業的發電成本及企業經營收益。計劃體制下，等利用小時數的機制使得煤電機組排放量之間并沒有拉開差距。而競爭性電力市場的建立會改變不同煤電機組的定位，高效的百萬超超臨界機組和60萬千瓦的超臨界機組將更多承擔基礎負荷作用，年利用小時數或會超過6000h左右；30萬千瓦亞臨界機組將承擔腰荷，年利用小時數3000-4000h左右；30萬千瓦以下機組將承擔峰荷或運行備用作用，年利用小時數不超過2000h。機組分類型優化后，整體利用效率提升，機組的年發電量變化情況將如圖5所示。競爭電力市場體制下，高效煤電機組的利用效率得到了提升，高效機組的更多發電可以減少低效機組發電，進而減少碳排放量。企業擁有的高效機組數量越多，得到的碳配額量也應該越多。因此，通過改變高效煤電機組低效運行現狀得到更多的碳配額，可以使得燃氣機組、超超臨界、熱電聯產等高效率低排放的機組形成正向激勵，使得低效率高排放的機組形成反向激勵，排放強度高的企業和機組逐漸退出市場，如圖5所示。但仍需要考慮部分機組在電力系統中的地位，根據企業實際承受能力給予生存空間，后期逐步調整收緊碳配額，以確保碳市場在發揮作用的前提下，不對保障電力系統安全的機組造成較大沖擊。由此可以預計初期碳市場價格將相對較低，以降低可能存在的系統性風險。
圖5市場機制下將改變高效煤電機組低效運行現狀
計劃體制下，上網電價的制定原則是：政府根據經營期限，按省級電網內同時期建設的同類型技術先進的發電機組的社會平均成本為基礎核定成本，加合理收益和稅金的原則核定標桿上網電價。競爭性電力市場則是采取經濟調度的報價策略，發電商向調度機構投標報價，調度機構按報價高低優化調度，現貨市場價格根據所調機組的最高報價確定。隨著碳市場的建成和電力市場的發展，碳定價未來會傳導給發電企業，使得低效高排放的燃煤發電機組運營成本產生上漲，進而改變調度的優先次序，促使高效低排放的機組被優先調度使用，減少調度高碳排放機組形成正向激勵。市場機制下，高效低排放的煤電機組將產生更高的收益，擁有高效機組多的企業經營效益更佳，會有更多資金投入到低碳機組建設和減排措施應用。經濟調度下，低效高排放的煤電機組的利用效率下降將使得經營收益減少，有利于高碳機組退出市場。碳市場和電力市場耦合下會拉高邊際出清機組報價，這樣也會發出價格信號，吸引更豐富的需求響應、儲能等靈活性資源進入市場（見圖6），以加速電力系統低碳轉型。
圖6 碳市場與電力市場耦合作用下發電報價變化
計算同等發電量下，計劃體制和市場體制下的煤電機組累積碳排放量如圖7和圖8所示。2020年，市場體制下的現役機組較計劃體制下可減少排放量E1。假設2025年的煤電行業全國碳配額總量為4000 MtCO2，在不新建計劃機組情景下，即僅保存當前現役機組（不包括到期退役），計劃體制下需要購買碳配額E2，而市場體制下可賣碳配額E5；在建機組建成投產情景下，計劃體制和市場體制下分別需要購買碳配額E3和E6（E3大于E6）；計劃機組全部建成投產情景下，計劃體制和市場體制下分別需要購買碳配額E4和E7（E4大于E7）。可知，市場體制下的產生的碳排放總量低于計劃體制；從遠期來看，若盲目擴張建設新的煤電，未來電力行業或需要購買更多的碳配額才能實現電力行業的總量目標。因此，未來一定強度的行業碳配額總量目標會約束計劃煤電機組的建設規模。同時，新的資本在面臨投資抉擇時，也會更傾向于選擇清潔低碳的技術，而不是可能面臨支付高昂碳成本或面臨擱淺的煤電機組。
圖8 市場體制下煤電機組累積碳排放量
隨著碳市場的不斷建設和完善，碳定價引入電力部門并與電力市場耦和，會進一步推動電力低碳轉型。- 從碳配額總量和配額分配的角度看：全國碳配額總量減少，電力行業能夠分到的配額總量也就相對較少；碳配額的分配過程中，考慮加速電氣化的影響，為不增加電力企業的經營負擔，電力行業的配額量需要合理調整；碳配額分配方法的確定，將經歷從免費到拍賣的過程，隨著拍賣比例的提高，煤電作為碳交易的最大主體，其碳減排成本將會逐步提高。
- 從碳邊際減排成本和碳價的角度看：根據碳邊際減排成本曲線分析，碳市場的建設能夠經濟有效的降低電力行業減排成本。同時碳價需要根據不同減排強度下的碳邊際減排成本及時調整，來保障電力企業所采取的減排行動能是能夠形成一定的盈利的，進而來鼓勵企業采取高強度的減排措施。
- 從碳市場與電力市場耦合運行來看：碳市場與電力市場的結合會改變高效煤電機組低效運行現狀，使得高效低碳機組到更多的碳配額，形成正向激勵。經濟調度會改變機組被調度的優先次序，進而影響不同排放強度機組的利用效率，也會推高邊際出清發電成本。因此，低碳企業可以獲得更多收益用于減排改造和新建低碳投資，高碳企業面臨經營惡化需要退出市場，碳價釋放的價格信號也可以吸引更加低碳、靈活的資源進入市場，助力電力結構朝著更清潔低碳方向發展。同時，市場體制下的產生的碳排放總量低于計劃體制，從遠期來看，未來一定強度的行業碳配額總量目標約束和高碳價的傳導，會減少計劃煤電機組的建設規模，新的資金將更多應用到低碳電力發展。
- 碳市場建設的目的不是碳交易本身，分配配額方法的確定應該是為了支持切實減排，這才是碳市場建立的初心。因此，全國碳市場建設首先要做的是納入更多的參與主體，盡快形成規模效應，接著是采取由易到難、由松到緊的配額分配，然后定期根據實施的效果進行階段性回顧評估，根據實踐過程中遇到的問題不斷調整和完善。
- 需要通過碳市場形成科學有效的碳排放定價機制，確保碳價維持在合理區間，逐步實現化石能源發電碳排放外部成本內部化，不斷強化電力行業碳減排的成本意識，吸引高效靈活低碳投資，抑制新增高碳投資，防止資產擱淺風險。
- 需要進一步研究火電和可再生能源發電企業形成碳市場交易主體，將國家核證自愿減排量（CCER）納入碳市場，有序擴大對可再生能源發電的支持范圍，提高低碳能源的經濟性和競爭力，積極引導綠色低碳投資，促進企業從高碳排放向低碳化發展。
- 深入研究“十四五”及中長期碳市場和電力市場改革工作的協同發展方向，推進兩個市場整體規劃與協調。近期共同推動煤電供給側結構性改革，淘汰落后機組，遠期強化低碳減排技術應用和吸引低碳投資共同推動電力低碳轉型。
袁家海博士，現任經濟與管理學院教授、博士生導師，2011年3月至2012年3月赴美國密歇根大學（安娜堡）進行訪問研究。袁家海教授近年來負責或主研10余項國家級、省部級和國際合作課題，公開發表學術論文60余篇，其中被SCI/SSCI收錄論文51篇，ESI高被引論文2篇。主要研究方向為能源系統工程理論與應用，能源系統低碳轉型與決策等。現主持國家自然科學基金面上項目1項，國家社科基金重大項目子課題1項，北京市和國際合作課題多項。目前主要致力于低碳電力轉型與決策，煤電供給側改革與金融政策，可再生能能源競爭力與政策，一帶一路電力低碳發展與合作等方面的研究工作。
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