火电企业碳成本疏导机制研究.pdf

火电企业碳成本疏导机制研究曹安国沙冠男申能股份有限公司摘要：结合中国碳市场建设进程，论证了火电企业碳排放成本疏导在推动能源行业低碳转型中的重要性，提出在碳成本能够比较顺利地传递至电力价格的基础上，碳排放定价制度设计或者定价的准确性才更具有意义。归纳总结了欧美等发达国家碳排放成本的疏导情况，提出符合中国国情的火电企业碳成本疏导机制设想，并就典型地区电力行业数据进行了行业影响模拟测算。关键词：碳市场；电力市场；成本疏导；火电企业DOI:10.13770/ki.issn2095-705x.2023.11.019ResearchonMechanismofCarbonCost Mitigation in Thermal Power En-terprisesCAO Anguo,SHA GuannanShenergy Co.,Ltd.Abstract:Combined with the construction process of Chinas carbonmarket,this paper demonstrates the importance of easing the cost ofcarbon emissions for thermal power enterprises in promoting thelow-carbon transformation of the energy industry.It proposes that theE1EE摘要：E关键词：EDOI:10.13770/ki.issn2095-705x.2023.06.018EEEAbstract:EKey words:E收稿日期：2023-08-10第一作者：曹安国（1989-06-），男，硕士，从事电力市场、碳排放市场等交易及研究工作SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能No.112023SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能SHANGHAI ENERGY SAVING2023年第 11 期SHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能 ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMY节能工程与经济ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMYSHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能No.082018design of a carbon pricing system or the accuracy of pricing is more meaningful on the basis that thecarbon cost can be smoothly transferred to the electricity price.This paper summarizes the situation ofeasing the cost of carbon emissions in developed countries such as Europe and the United States,pro-poses a mechanism for easing the cost of carbon emissions for thermal power enterprises that is in linewith Chinas national conditions,and conducts industry impact simulation calculations on the data ofthe power industry in typical regions.Key words:Carbon Market;Electricity Market;Cost Mitigation;Thermal Power Enterprises0 引言城市化的加速扩张导致了建筑能源消耗量居高不下，是公共建筑能耗0 引言2019年以来，以发电行业为突破口，全国碳排放权交易市场正式启动清缴履约，标志着中国规模以上火电企业全部参与到全球最大规模的低碳减排市场实践中。发电行业碳排放量占全国总排放的比例超过四成，推动发电企业积极参与碳市场，通过市场机制稳妥、有序实现减碳降碳，对国家实现“碳达峰、碳中和”的战略目标意义重大。通过碳市场推动能源行业低碳转型，火电企业碳排放成本的疏导在其中居于核心地位。碳成本传导至终端，通过价格杠杆可引导消费侧优先选择低排放企业，同时消费侧的反馈将进一步激励发电企业主动作为，通过技术改造、优化运行方式、科技创新等手段降低碳排放。但碳成本的疏导幅度需要维持在一定合理水平，过度疏导或者疏导不足都有可能扭曲市场价格，偏离市场最优解，甚至传递相反的市场信号。如碳成本过度疏导，则发电企业就会缺乏有效降碳的动力，消费者也会承受过度的物价上涨压力，不利于经济社会发展；而碳成本疏导不足甚至完全不疏导，也是当前中国碳市场的现状，一方面让消费者失去自主选择低碳电源的权利，成本变动无法通过穿越效应1带动终端消费侧减碳，另一方面碳成本全部由发电企业消化，削弱了行业的整体盈利水平。而中国发电集团的传统是通过火电企业的盈利推动集团的低碳转型提高新能源装机、对火电企业技术改造、低碳前沿技术的试验创新等，盈利水平的下降延缓了行业低碳发展的步伐，当发电商无法完全回收成本时，投资激励会被严重抑制，进而造成系统装机容量的动态下降，最终带来更多限电和停电事件，使消费者承受更大损失。严重情况下，甚至会影响国家能源战略安全，2021年以来高煤价成本无法疏导对电力保供造成的困境殷鉴不远。碳市场是政府人为设计的针对环境负外部性定价的一种制度，而火电企业碳成本疏导的最主要市场电力市场，同样是围绕电力技术经济特性而人为设计的制度。碳成本疏导，不仅涉及碳市场，更是与电力市场机制、市场结构、电价形成等息息相关，需要政策设计者总体统筹、精密设计。“碳达峰、碳中和”新形势下，为构建新能源占比不断提高的新型电力系统，电力行业的系统特征和市场机制正在经历深刻变革，最直接的变化是新能源比例不断提升对火电企业的生产运行状态与经营策略产生巨大影响，如高比例新能源地区火电企业作为调峰机组需频繁启停或长期低负荷运行，其碳排放强度势必与设计值产生偏离；如非完全电力市场下电价无法有效疏导，经济压力下火电企业加大掺烧力度引起碳排放波动；而碳成本变化直接影响电力系统的运行状态和各类电源的竞争地位，碳成本给火电带来的不同压力也会进一步改变其在电力市场与碳市场的经营策略。同时，中国社会主义国家性质、绝大多数火电行业作为国企的责任与使命，又赋予了电力行业特殊的地位与意义，即必须确保对整个国民经济的基础支撑作用、必须保障绝对的安全供应。因此，如何有效地疏导火电企业碳成火电企业碳成本疏导机制研究1709SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能No.112023ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMYSHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能No.082018本，在确保绝对安全稳定的前提下引导电力行业转型发展，成为电力与碳市场设计者必须考虑的核心问题。本文对国内外发电企业碳成本疏导的行业现状进行了梳理，分析了碳成本疏导的路径，提出了符合中国发展实际的成本疏导方案建议，并根据典型地区电力行业数据进行了行业影响测算。1 碳成本疏导路径分析碳交易市场的宗旨是通过确定排放总量目标，明确排放权的稀缺性，采取无偿及有偿方式分配排放权配额，以市场认可的交易平台、灵活有效的交易机制，实现碳排放权的商品化。对于纳入碳市场管理的控排企业来说，碳排放权意味着必须通过采购碳配额来补充其排放缺口，或者将多余的碳配额到市场中出售来获取收益。因此，碳市场将碳配额设计为一种具有稀缺价值的投入要素，进而使其构成排放主体在行为决策时必须权衡的机会成本2，即碳排放配额对企业来说属于机会成本。对火电企业而言，碳市场机制促使经营管理层将碳排放纳入生产经营决策甚至投资决策，在市场营销、生产运行、燃料采购、财务安排等多个维度考虑碳排放的综合影响。火电企业不同机组类型、技术路线、容量水平等存在差异，导致碳排放成本存在差别，进而改变了不同机组的总成本排序。碳市场建设初期，碳成本在电厂总成本中占比相对较小，如按照某地碳市场2023年碳价50元/t计算，年发电按3 000 h，300 MW容量亚临界机组年度碳配额缺口约50万t，碳成本折合度电为0.027元/kWh，总成本（包括固定成本与变动成本）按照0.6元/kWh计，碳成本约占总成本4.6%。但是需要注意的是，由于中国的电力市场机制限制，在能源价格较高时，燃料成本尚无法得到有效疏导，尽管碳成本的占比不高，但是由于燃料成本无法疏导,导致发电企业经营困难，碳排放成本足以成为压垮企业的最后一根稻草，2021年以来，中国西部7省份多家发电企业反映企业现金流紧张无法进行碳市场履约。随着碳市场深入发展，碳成本持续提高，当碳成本占总成本达到一定比例后，不同类型机组的碳成本差异累积至一定值，电力现货市场环境下，基于边际成本的市场出清机制将导致电力系统调度的顺序发生变化，碳排放强度较低的机组可能优先发电，尽管该机组的燃料成本可能更高；这将导致低碳机组的市场竞争力提升，进而促使电力行业向低碳化方向转型。从对消费者的引导角度，火电企业的主要产品是电力与热力，部分燃气机组主要提供电力辅助服务等附加产品，这些产品的使用者包括电力用户、热力用户、电网企业等，对于此类用户的低碳引导主要体现在产品价格上，如电价、热价与辅助服务价格。需要根据不同碳成本来体现产品价格的变化，通过产品价格信号来激励消费者增加使用低碳产品、减少使用高碳产品。如果产品无法通过价格等信号区分碳排放，产品使用者无法切身感受节能降碳的压力，碳市场的减排效果将大打折扣。李雪慧等人2的研究证明，碳成本的有效传导有利于社会福利的提升。良好的碳成本疏导使碳排放的环境负外部性进行内部化，使之趋向于社会最优。而在电力市场中，碳成本向电价的传导程度决定社会福利的提高，电力用户的电价越高，对低碳消费的激励程度越大，就越有利于提升社会福利。同时，碳成本疏导也会产生福利分配的公平性问题，发电商存在过度传导来获取超额利润的可能。但从不同市场主体的角度看，所谓超额利润获取也存在一定争议。从电力消费者的视角，碳成本向电价的完全疏导意味着消费者剩余的减少，相当于变相向发电商提供补贴；德国反垄断办公室在2006年警告电力公司滥用市场支配地位过度传导碳成本。而从发电商的视角，碳成本的出现势必会压缩电源的寿命，迫使发电企业在更短时间进行成本回收，所以发电企业获取所谓的超额利润是解决搁浅成本、进行绿色转型的需要。碳成本过度疏导的问题另一方面源于国外电力市场对电价没有或者很少有过度的限制，发电企业参与电力市场可以在不同的供需条件下通过不同交易策略获取高额电价；而中国电力市场一般都有严格的价格限制，1710SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能No.112023SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能SHANGHAI ENERGY SAVING2023年第 11 期SHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能 ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMY节能工程与经济ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMYSHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能No.082018中长期交易电价被限制在基准价上下浮动20%以内，现货价格也一般限制在0.61.5元/kWh以内，即便是燃料成本尚无法完全疏导，更不会出现所谓的超额利润问题。综上所述，要实现CO2排放控制，对电力、热力等市场的疏导是关键，即碳排放定价机制的作用必须以电力定价机制为制度前提才能发挥作用；在CO2排放价格能够比较顺利地传递至电力价格的基础上，碳排放定价制度设计或者定价的准确性才更具有显著意义。而碳成本疏导对社会福利会产生影响，疏导方式必须在中国政治经济的特殊国情下，在电力行业与用电企业可承受的前提下，兼顾效率与公平稳妥实施。2 国内外相关现状2.1 国外市场2.1.1 欧盟碳市场欧盟碳市场（EU Emissions Trading Scjeme，简称EU ETS，也可翻译为“欧盟排放交易体系”）自2005年开始启动运行，是世界上第一个旨在减少温室气体排放的交易系统。EU ETS遵循“总量管制与交易”原则，企业通过分配或拍卖获得排放配额，并根据需要使用或交易配额。通过限制温室气体的年度排放上限、逐步降低排放总量等手段，推动整个欧盟碳排放降低。经过近20年的持续优化，欧盟碳市场逐步趋于完善。欧盟碳市场的发展历程分为四个阶段，四个阶段的碳价见图1，不同阶段的主要特点如下：1）第一阶段，2005年-2007年：启动初期，欧盟碳市场控排企业主要集中于发电和重工业领域，数量超过 10 000 家。CO2排放限额应用于大于20 MW的发电和供热装置，以及钢铁、水泥和炼油等能源密集型工业部门。此时市场仅包括三种温室气体，分别为 CO2、N2O 和全氟碳化物（PFCs）。根据相关资料，2005年欧盟ETS排放限额为20.96亿 tCO2当量（MtCO2e），各成员国自主确定各自的碳排放配额上限。为吸引更多的市场主体广泛参与，同时也由于部分成员夸大其自身所需排放，这一时期免费配额的实际发放比例接近100%，免费配额分配方法采用历史排放法（即祖父法），这也导致了这一阶段碳价总体处于下跌趋势，部分时段价格甚至达到零。在这一阶段，不遵守排放规定的企业被处以40欧元/tCO2罚款。2）第二阶段，2008年-2012年：根据第一阶段的教训，第二阶段开始考虑未来碳配额的稀缺性，避免配额过度分配，第二阶段初期欧盟碳价开始阶段性回暖。但由于2008年全球金融危机发生，欧盟企业碳排放下降，配额供过于求，导致碳市场价格再次下跌。这期间，欧盟碳市场新增了冰岛、挪威、列支敦士登、保加利亚和罗马尼亚五个成员，成图1 2005年至2022年欧盟碳价3火电企业碳成本疏导机制研究1711SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能No.112023ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMYSHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能No.082018员国扩充至30个国家；同时，硝酸生产过程中产生的氮氧化物（NOx）被列为排放气体并被纳入碳市场；2012年1月1日起，市场开始覆盖航空业。第二阶段，欧盟碳市场的排放配额上限仍主要采用各成员国自主确定的方式，免费配额的实际发放比例有所缩减、但仍占总排放的90%左右，免费配额分配方法仍采用历史排放法；7%的部分根据绩效指标（最佳绩效产品、更高的分配信贷收益率）通过对标法进行自由分配；约有3%的部分通过拍卖方式进行分配。在第二阶段，欧盟委员会刻意实施了更严格的排放配额上限，排放总额度与2005年相比减少了6.5%。然而，根据ICAP（2021）的报告，2009年欧盟总排放配额为2 049 MtCO2e，仅比2005年减少47 MtCO2e，与宣布的减少6.5%相去甚远。3）第三阶段，2013年-2020年：2013年，欧盟对碳市场进行了重大调整，一是欧盟总排放配额上限从各国自主确定调整为欧盟委员会统一确定，避免了以往各国过多分配配额的倾向；二是通过“线性减排因子”方法每年递减可分配碳配额总量；三是更多的成员国更多的行业采用拍卖方式分配配额，控排企业的排放成本陡增。这一时期，欧盟碳市场进一步扩容，增加了新成员克罗地亚，成员国达到31国；同时，欧盟碳市场囊括的领域包括碳捕获和储存装置、石化产品、氨、有色和黑色金属、石膏和铝的生产，同时增加了己二酸和乙醛酸等化学品制造等。根据相关数据，2019年欧盟三大碳排放行业分别为电力行业、石油/天然气生产和金属行业。在第三阶段，约有43%的配额采用“行业基准线法”进行免费分配，剩余57%的配额需要进行拍卖获取。其中，电力部门排放配额已实现100%拍卖分配；制造业仍然存在免费分配的配额（达到一定量级），其余排放额将进行拍卖；航空部门15%的排放配额进行拍卖，82%根据基准免费分配，剩下的3%成为行业新进入者和快速发展的航空公司的特殊储备。4）第四阶段，2021年至今：这一阶段，欧盟碳市场的行业覆盖和配额分配方式并未发生大的变化，仍有约43%的配额进行免费分配，剩余57%的配额通过拍卖获取。但欧盟设定了雄心勃勃的气候目标并出台了一系列强有力的举措。2021年7月，欧盟委员会发布了“Fit for 55”一揽子计划，以实现相比1990年排放水平减排至少55%的目标。该计划将欧盟碳市场置于欧盟脱碳议程的核心，包括一次性降低排放总配额，并将线性折减系数从2.2%提高到4.2%。这将要求欧盟碳市场在2030年实现相比2005 年减排 61%的目标。受此影响，欧盟碳价2021年一路走高，截至2023年5月碳价最高突破100欧元/t关口。2.1.2 欧盟成员国等碳成本疏导经验英国政府自20世纪80年代末开始启动电力市场化改革。改革过程中，英国政府不断根据市场运行状况、能源形势带来的挑战和新要求，及时调整市场机制。截至目前，英国电力市场建设主要经历了以下四个阶段 4。第一阶段（1989-2000年），行业结构重组、私有化和电力库模式建立；第二阶段（2001-2004年），新电力交易制度（NETA）建立；第三阶段（2005-2013年），电力交易和传输机制(BET-TA模式）建立。第四阶段（2014年至今）：实现低碳发展的新一轮改革。新一轮电力市场化改革主要包括四大措施：一是对低碳电源建立差价合约机制（CFDs）；二是建立发电容量市场机制；三是设立排放绩 效 标 准（Emissions Performance Standard，EPS）；四是引入最低碳价机制（Carbon Price Floor）。1）差价合约机制政府确定各类低碳电源的合同价格（strikeprice）并设立相应机构，与发电商签订差价合同，确保低碳能源在参与市场竞争中仍能以合同价格获得收入；同时与售电商签订售电合同，按售电量收取低碳费以分摊对发电商补贴而产生的成本支出额。只有符合标准的电源才能申请差价合约，合格的标准如下：（1）低碳能源；（2）新能源容量要大于规定的最小值；（3）工程拥有有效的建筑许可和并网许可(最低标准)，对于某些技术(尤其生物质能)将有一些额外的要求；（4）如果已有的混合火力电站(同时燃烧生物质和化石燃料)已经接受可再生能源义务，它们可以接受一个差价合约转变为生物质能1712SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能No.112023SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能SHANGHAI ENERGY SAVING2023年第 11 期SHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能 ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMY节能工程与经济ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMYSHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能No.082018火力电站；（5）大的工程要求提供给交付机构一个政府认可的符合标准的供应链计划，申请者需要提供工程名称、规模、地点、预期投产时间和是否分期交付。符合相关标准的低碳发电企业根据先到先得的差价合约发放原则在市场中以差价合约规定的价格获得电量收入，即若市场参考价（市场平均成交价）低于差价合约价格则以差价合约价格计，其差价由政府补贴；若市场参考价高于差价合约规定的价格则高出的部分返还。其中核电、部分生物质能发电等差价合约的市场参考价为季度或年度平均价，其周期较长；而光伏、风电等差价合约的市场参考价则为每日平均价，其周期较短。2)发电容量市场为了应对原有高碳电厂不断关闭和新建新能源电站的间歇性和灵活性问题，保障供电安全，英国还建立容量市场机制，以吸引发电投资和需求侧参与市场。容量市场是在现有的电量市场外单独设置的，可以由供应侧和需求侧两个方面来参与，电力生产者可同时在这2个市场操作，新建和已有电源、需求侧资源、储能设施均可参加。容量市场机制由政府指定机构或售电商作为购买方，在政府授权下对未来电力需求作出评估并组织容量招标，并在所有售电公司中分摊，以保障电力长期供应安全。交易方式为集中竞价或双边交易，并可采用物理交易或金融性的容量期货权交易。3)排放绩效标准为了使英国能达到其碳减排目标，限制高碳电源的发展，对在英国建立的任何新电厂，都要限制碳排放量，明确禁止新建碳排放超过450 g/kWh的煤电厂。这个排放标准只要求新建机组必须满足，对过去已建成的机组并不追溯。新的碳排放标准意味着所有新建燃煤机组必须安装碳捕捉与封存等装置。4)最低碳价机制2013年左右欧盟的碳交易价格较低，在英国无法有效激励投资商投资低碳能源。为减少投资者的顾虑，保证碳的价格公正合理，更有力地激励投资者投资于低碳发电，英国政府设立了碳交易价格下限，规定在2013年、2020年和2030年的碳价格下限分别为16、30、70英镑/t，当欧盟碳排放交易市场的成交价格低于政府规定的价格下限时，由政府补偿其差价部分，费用纳入政府年度预算。碳价格支持机制有助于提高碳投资的经济效益，从而提高对低碳发电的投资兴趣。最低碳价机制通过增加电力批发价格，影响传统能源价格竞争力。低碳发电不必支付碳排放费用，经济竞争力增加，因此，鼓励了对低碳发电的投资5。2.1.3 对中国碳成本疏导的相关启示通过上文可以看到，英国电力市场改革是与欧盟碳市场协调互补的一揽子方案体系，通过电力体制改革的各项政策设计与碳市场的有效衔接，引导对低碳电源的投资激励。通过增加电力批发价格来疏导传统电源的碳排放成本。通过容量市场来保障中长期的发电容量充裕性，其资金也是最终来源于电力用户。同时，通过设立排放绩效标准等一系列举措保障改革具体落地。在包括英国在内的传统发达国家，由于碳市场、碳税等碳排放定价机制实施较早，碳排放成本通过与电力价格之间进行的多种复杂互动进行疏导。Sijm等6对德国和荷兰的研究表明，2005年上半年有39%73%的碳排放成本转移至终端电力价格中，而2005年全年则有60%80%的成本转移，而且这种转移比例持续上升。Ahamada等7研究了碳排放价格对电力价格的非线性影响，发现德法两国的非线性影响存在国别差异。图2中欧盟碳价与德国电力市场价格趋势表现出较强的一致性，二者的相关系数为0.75，显示出德国电价对碳排放成本的疏导作用。Hintermann8发现德国发电企业至少有84%的碳成本甚至是超额碳成本会通过电价转嫁给消费者；澳大利亚在碳价政策实施两年后居民电价上升了10%，工业电价上升了15%，现货批发价格则上升了59%。上述研究表明在国外发达国家电力行业的CO2排放成本疏导及控制主要是通过电力价格来实现的。美国加州通过电力市场与碳市场的协调配合，成功实现了其设计初衷，碳火电企业碳成本疏导机制研究1713SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能No.112023ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMYSHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能No.082018市场实现了节能减排目的，电力市场疏导了发电企业成本，有效激发了电力行业向清洁、低碳转型的巨大潜力。图2 德国电价与欧盟碳价走势对比必须注意的是，国外发达国家对碳成本的有效疏导是建立在比较成熟的竞争性电力市场基础之上的，且在发展过程中会根据具体情况进行政策与机制的动态调整。而中国电力市场化改革还在进行中，以电力现货市场为标志的竞争市场交易机制和配套规制还在探索中，因此碳成本疏导机制设计必须统筹兼顾碳市场与电力市场的建设进程，探索符合中国国情与市场发展阶段的成本疏导方式。2.2 中国市场2.2.1 中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。2021年10月 关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知(发改价格 2021 1439号)正式印发，煤电原则上全部电量进入市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动20%”范围内形成上网电价，推动工商业用户全部进入市场，建立电网代购电机制，电力体制改革进一步深化。截至2022年底，国网经营区域内各电力交易中心共注册市场主体 473 149 家，较 2021 年底新增 106 669 家。2022年，国网经营区各交易中心总交易电量完成55 902亿kWh，同比增长3.5%。其中，市场交易电量41 283亿kWh，同比增长43.0%。截至目前，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、日内的现货交易，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。电力市场化交易规模持续扩大，交易机制不断完善，多层次、全国统一的电力市场体系正在形成中。由于各地电力市场机制的不同，不同省份电价区别较大。2021年下半年以来，能源价格高企，在电力现货市场尚未开启的省份市场电价一般在基准价的基础上，上浮接近20%（20%为政府规定的中长期电价上浮上限），在电力现货市场运行地区，电价在有限的范围内发生波动。图3为2022年山西月度日前与实时现货均价。图3 2022年山西月度日前与实时现货均价1714SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能No.112023SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能SHANGHAI ENERGY SAVING2023年第 11 期SHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能 ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMY节能工程与经济ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMYSHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能No.0820182.2.2 我国碳市场建设情况2010年，国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定 明确提出，建立和完善主要污染物和碳排放交易制度。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。在七大试点城市碳市场运行的基础上，全国碳市场于2021年7月正式开锣交易。市场采取“双城”模式，即上海负责交易系统，湖北武汉负责登记和结算系统。初期选取约2 200家火电企业参与其中，市场总规模约40亿t，成为全球“覆盖碳排放量”最大的碳市场。国家碳市场运行以来，碳配额价格从最开始的 50 元/t 略有下降，2022 年至今稳定在5560元/t左右。中国碳市场日平均成交价格见图4。图4 中国碳市场日平均成交价格2.2.3 存在的主要问题中国特色的社会主义市场经济体制与电力市场改革历史决定了我国电力市场与碳市场独特的体制特征。由于体制机制及历史原因，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，在电力行业内部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。这导致了在电力市场与碳市场中，发电企业的碳排放成本难以得到有效疏导。中国的电力市场存在多重限制，电力中长期市场价格限制在基准价上下浮动20%以内，数量要求作为压舱石占总电量的90%以上；电力现货价格一般限制在01.5元/kWh左右，数量仅占不超过10%；电力辅助服务市场资金盘子一般来源于发电侧的零和博弈，辅助服务收入一般仅占电能量收入的1%2%左右。在燃料价格较高时段，由于中长期与现货的电价上限限制，燃料成本尚无法通过电价进行疏导，碳排放成本只能由发电企业自身消化；而当燃料成本下降时，由于碳成本占比相对较小，市场竞争压力下以及地方政府对电价的调控倾向下，电价被迅速通过各种方式进行快速压低，发电企业只能通过内部管理求生存，碳市场的成本疏导更无从谈起。3 成本疏导方法及模型构想建议建立火电企业碳排放成本疏导机制，要以应对气候变化和能源可持续发展为目标，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动碳市场与电力市场等的有机融合、协同发展，在疏导火电企业碳排放成本的同时引导下游用户减碳降碳，形成电力行业上下游协同绿色发展、合作共赢的发展局面，主要构想如下：1）完善市场化电价形成机制，建立电力中长期价格与燃料市场、碳市场价格联动机制。电力中长火电企业碳成本疏导机制研究1715SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能No.112023ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMYSHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能No.082018期市场价格可由发用双方约定，由基准合同电价、煤电联动价格、碳电联动价格构成，其中基准合同电价可根据国家相关政策文件或双方约定确定，煤电联动价格根据煤价指数的变动幅度约定，碳电联动价格可参考煤电联动方式根据碳价指数的变动幅度约定。具体可按照以下公式确定：Pde=Pje+Pdc-PjcPjcPje+Pdt-PjtPjtPje其中：Pde当期电力中长期市场价格；Pdc当期市场煤价指数；Pdt当期碳市场价格指数；Pje基准合同电价；Pjc基准煤价；Pjt基准电力碳价。热力价格可参照上述电价公式形成碳热联动价格。2）在国家规定的基准电价+上下浮动框架下，单独设定碳市场联动价格上下浮动范围。根据2021、2022 年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业），发电企业碳市场缺口最大约为其总排放量的20%；按照当前碳市场价格60元/t，碳成本一般约为燃料成本（按照基准煤价535元/t）的5%左右。参考当前国家对电价上下浮动20%的限制，并适度考虑后续碳价的上升趋势，碳市场联动价格浮动范围可设定在5%以内。这样，电力中长期价格分成了碳电联动价格与原国家规定电能电价两部分，电能价格仍按照国家要求在基准价基础上，上下浮动不超过20%，碳价在基准价基础上，上下浮动不超过5%。Pje+Pdc-PjcPjcPje电能价格，上下浮动20%+Pdt-PjtPjtPje碳排放联动价格，上下浮动5%3）在当前用户分时电价基础上，设立机组顶峰容量补偿机制。当出现类似 2022 年燃料成本高企时段，即便电力中长期价格上限提高至25%，仍远远无法覆盖火电成本，特别是随着新能源比例提升，现货市场边际定价机制导致市场出清价格趋近于零，对电力安全保供造成巨大挑战。为保障中长期电力容量充裕性，可设立发电容量补偿机制，由于新建机组、储能、备用机组等成本投入主要在每年的用电尖峰时段发挥作用，可按照高峰时段可用发电容量进行补偿，补偿单价可参考已经转为备用或已完成折旧的煤电机组平均固定成本。如某地2台300 MW亚临界机组年度固定成本约3.2亿元，年度实际顶峰发电 2 000 h，假设通过电能量市场回收固定成本1.2亿元，则容量单价可按照（32 000-12 000）/60/12约为27元/kW/月，建议在详细测算全国各省份火电机组利用小时、成本与收益情况后分省确定补偿单价。初期，建议补偿范围仅限于无容量电费的市场化煤电与燃气机组，不参与市场或获得容量电费的机组暂不获得补偿。4）为降低对用户用电成本影响，可设立补偿触发机制与用户尖峰容量电价分摊机制。初期可设立月度触发机制，当月度煤炭价格指数与碳价指数（由于碳市场履约周期为年度，可取近一年度平均碳价指数）合计超出一定值之后启动容量补偿，后续随市场发展逐步取消触发机制改为固定补偿机制。容量补偿资金按照市场化用户（包括代购电用户）当月高峰与尖峰时段用电量比例进行分摊。4 碳成本疏导情景模拟分析以东部某地区为例，基于近几年该地电力装机等电力数据进行碳排放成本疏导模拟分析。4.1 高煤价时期碳电联动成本疏导模拟（2022年）在2022年电煤价格较高时期，煤电企业严重亏损，该地区所有公用煤机亏损额度约为30亿元。由于电价上限约束，即使达到上限，电费收入也远远无法覆盖变动成本。因此无论配额缺口情况如何，发电企业均应通过碳电联动进行电价上浮以疏导成本压力。而通过碳电联动，能够小部分缓解煤电企业的经营压力。在碳电联动电价上浮5%的情况下，所有亚临界机组合计增收2 877万元，占原亏损额的1.9%；所有超临界机组合计增收1 688万元，占原亏损额的4.1%；所有超临界机组合计增收1716SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能No.112023SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能SHANGHAI ENERGY SAVING2023年第 11 期SHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能 ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMY节能工程与经济ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMYSHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能No.0820182 530万元，占原亏损额的2.4%。见表1。4.2正 常 煤 价 时 期 碳 电 联 动 成 本 疏 导 模 拟（2020 年）在煤价降低时期，公用煤机的盈利能力有所分化，亚临界机组仍处于亏损状态，超临界及以上机组略有盈利。在这种情况下市场化电价与碳价之间的联动关系较为复杂，电价取决于市场供需、发用双方博弈、政府指导等多方面因素。由于煤机整体处于盈利状态，大容量高效机组由于配额盈余且盈利能力较强，将倾向于将碳排放收益让利给用户以争取市场份额，而低效机组由于仍处于亏损状态且配额处于缺口，自身进行碳电联动进行让利的意愿不足，但由于市场趋势仍然会迫使其进行一定的联动，但可能联动幅度低于超（超）临界机组。以此市场形成了分化，通过不同价格信号，高效机组获得更高利用小时，体现低碳电源的优势，引导电力用户低碳用电。假设超超临界机组碳电联动-5%、超临界机组联动-3%、亚临界机组联动-1%，合计可为电力用户降低用电成本3 621万元。见表2。4.3 容量补偿模拟假设在冬夏高峰时期2个月份由于煤价与碳价较高触发了容量补偿机制，各不同等级机组在不同单价下可获得的补偿费用见表3。全年该地区需支付发电企业容量电费7.18亿元。能够部分补偿发电企业的固定成本。该地区所有工商业电力用户全年用电量约为1 000亿kWh，容量补偿机制推高用户侧用电成本约7.18厘/kWh。表1 碳电联动下发电企业成本疏导情况模拟（万kW、亿kWh、万元）类型亚临界煤机超临界煤机超超临界煤机9F调峰燃机9F热电燃机年发电量1811592776265参与电力市场是是是否否联动1%增收575338506-联动3%增收1 7261 0131 518-联动5%增收2 8771 6882 530-表2 碳电联动下用户获利情况模拟（万kW、亿kWh、h、万t、万元）装机类型亚临界煤机超临界煤机超超临界煤机9F调峰燃机9F热电燃机年发电量1481322535677参与电力市场是是是否否配额缺口-14032933011联动后降低用户成本-471-837-2313-表3 发电企业获取容量补偿模拟（万kW、元/kW/月、月、万元）装机类型亚临界煤机超临界煤机超超临界煤机9F调峰燃机9F热电燃机合计装机容量49830053237023919 39补偿单价272727-补偿月数222补偿电费26 89216 20028 72871 820火电企业碳成本疏导机制研究1717SHANGHAI ENERGY SAVING上海节能No.112023ENERGY SAVING ENGINEERING AND ECONOMYSHANGHAI ENERGY CONSERVATION上海节能No.0820185 结论据以上分析，碳排放成本的有效疏导对能源行业低碳转型意义重大