【摘要】電力市場是能源結構綠色低碳轉型的關鍵，也是構建現(xiàn)代能源體系的重中之重。自碳達峰、碳中和目標提出以來，以電力市場為抓手的碳市場被寄予了更多希望。碳市場在加快促進電力行業(yè)降碳提效的同時，也給新形勢下的電力市場發(fā)展帶來了諸多挑戰(zhàn)。厘清碳市場和電力市場的作用機制及其互動關系，剖析碳約束下電力市場發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)，提出促進碳市場與電力市場協(xié)調發(fā)展的相關舉措，有利于電力系統(tǒng)清潔、低碳轉型發(fā)展并可助力現(xiàn)代能源體系構建。

【關鍵詞】現(xiàn)代能源體系 碳市場 電力市場

【中圖分類號】F123.9/TM73 【文獻標識碼】A

【DOI】10.16619/j.cnki.rmltxsqy.2022.13.006

引言

2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》指出，我國步入構建現(xiàn)代能源體系的新階段，面臨著新的機遇與挑戰(zhàn)。其中，能源低碳轉型進入重要窗口期，必須加快能源系統(tǒng)調整以適應新能源大規(guī)模發(fā)展。實際上，“十四五”時期也是碳達峰的關鍵期、窗口期（章建華，2022）。自2020年9月我國提出碳達峰、碳中和目標以來，中央政府密集出臺了關于能源市場、碳市場、金融市場等多方面的配套政策。與歐美等發(fā)達國家不同，我國仍處于能源消費和碳排放的上升階段。根據經濟增長和能源電力需求的以往關系，預計未來我國能源電力需求將持續(xù)大幅增長（林伯強，2022）。因此，對我國而言，碳達峰、碳中和作為一場廣泛而深刻的經濟社會系統(tǒng)性變革，實現(xiàn)的關鍵在于能源結構向清潔低碳順利轉型。能源轉型的關鍵則在電力市場，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是未來電力市場改革的主要方向。

當前，碳減排對電力行業(yè)尤其是火電行業(yè)的約束力度逐漸加大，電力市場面臨著電源結構優(yōu)化、價格機制改革、競爭效率提升等多方面的壓力。2021年7月16日，以火電企業(yè)為首批覆蓋對象的全國碳市場正式上線，旨在以市場型減排手段促進相關排放行業(yè)加大減排力度。“雙碳”目標下，全國碳市場的上線交易將對新型電力系統(tǒng)建設帶來諸多機遇與挑戰(zhàn)，最主要的就是碳約束帶來的減排成本以碳價格為紐帶，且隱性約束將轉化為顯性約束。因此，理清碳市場與電力市場的互動關系，協(xié)調發(fā)展碳市場與電力市場，對于未來電力系統(tǒng)清潔、低碳轉型以及構建現(xiàn)代能源體系具有重要的理論價值與現(xiàn)實意義。

為此，本文立足于構建現(xiàn)代能源體系與碳達峰、碳中和的內在要求，首先對當前我國碳市場和電力市場改革現(xiàn)狀進行系統(tǒng)梳理；其次，在考察碳市場和電力市場關聯(lián)紐帶的基礎上探究二者之間的互動關系；再次，從新型電力系統(tǒng)建設的實際出發(fā)，深入剖析碳約束給中國電力市場建設帶來的挑戰(zhàn)；最后提出促進碳市場和電力市場系統(tǒng)發(fā)展的政策建議，以期為全面構建現(xiàn)代能源體系提供價值參考。

碳市場建設和電力市場改革現(xiàn)狀

碳市場建設現(xiàn)狀。碳市場建設是服務碳達峰、碳中和的關鍵政策手段，其減排成本相較于行政命令手段可降低50%（馬忠玉等，2019）。中國于2011年開始部署碳市場試點建設工作，先后在北京、天津、上海等八個省份開啟試點。截至2020年年底，全國8個試點碳市場的累計配額成交量達到4.55億噸二氧化碳當量，累計成交額超過105億元，為全國碳市場建設提供了制度與經驗借鑒。全國統(tǒng)一碳市場的部署以2017年印發(fā)的《全國碳排放權交易市場建設方案（發(fā)電行業(yè)）》為開端。2021年2月1日，經過三年多的設計與部署，以發(fā)電行業(yè)為試點行業(yè)的全國碳市場的首個履約周期啟動，并于同年7月16日正式上線交易。

目前，全國碳市場的配額分配主要采取基于基準法的免費配額制，配額總量采取自下而上的方式確定，主要有兩步：第一，省級生態(tài)環(huán)境部門根據區(qū)域內重點排放單位2019～2020年度的實際產出量、配額分配方法、碳排放基準值3個指標分配各單位配額，并加總為省級配額；第二，將各省級配額加總，形成全國配額總量。未來在覆蓋行業(yè)、配額分配和交易模式三方面仍有改進空間。從覆蓋行業(yè)來看，未來將從單一電力行業(yè)逐步推廣至包括石油加工及煉焦業(yè)、化學原料和化學制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)等在內的多個行業(yè)；從配額分配來看，未來將從免費配額制逐步轉變?yōu)橛袃敺峙浞ǎ矣袃敺峙浔壤龑⒉粩嗵岣?；從交易模式來看，未來將從配額現(xiàn)貨交易的單一交易方式逐步擴展至包括國家核證自愿減排量（CCER）及其他交易品種的多種交易模式。

相關數(shù)據顯示，全國碳市場的日成交均價高于大多數(shù)試點城市。具體來看八個試點碳市場，北京碳排放配額的成交價格較高，大致維持在80元／噸，但在2020年底出現(xiàn)跳水，2021年第一季度維持在30元／噸以下的低位水平。其余七個試點的碳價格基本在40元／噸以下。全國碳市場上線交易當天，開盤價48元／噸，當天最高成交價達52.8元／噸，超過了大多數(shù)試點城市的成交價格，但這一價格快速走低，直到履約期結束前才出現(xiàn)回漲。目前，全國碳市場的成交均價大致維持在55～60元／噸。由圖1可知，全國碳市場不僅在日成交價格上高于試點城市，更是在日成交總量上表現(xiàn)為幾何倍放大。全國碳市場上線交易首日成交總量超過410萬噸，較全國各試點啟動首日線上二級市場成交量的總和更高。值得注意的是，2021年12月月底，隨著第一個履約期的臨近，碳排放配額交易呈現(xiàn)出“量價雙高”局面，此后成交量逐漸降低。

從市場主體來看，目前全國碳市場只納入了年排放量2.6萬噸二氧化碳當量（綜合能源消費量約1萬噸標準煤）及以上的2162家發(fā)電企業(yè)和自備電廠，納入配額管理的發(fā)電機組包括常規(guī)燃煤機組、燃煤矸石、煤泥、水煤漿等非常規(guī)燃煤機組（含燃煤循環(huán)流化床機組）和燃氣機組。這些發(fā)電企業(yè)的年度配額總量達45億噸，約占全國碳排放總量的40%，也因此使我國碳市場成為全球覆蓋溫室氣體排放量規(guī)模最大的碳市場。然而，從上述分析可知，目前我國碳市場活躍度仍較低，成交量仍較小。

電力市場改革現(xiàn)狀。2002年2月，國務院印發(fā)“電改五號文”（《國務院關于印發(fā)電力體制改革方案的通知》），提出了“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的16字改革方針，拉開了第一輪電力市場化改革的序幕；2015年3月，“電改九號文”（《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》）對第二輪電力改革作出總體部署。新一輪電改的核心內容為：在進一步完善政企分開、廠網分開、主輔分開的基礎上，按照“管住中間、放開兩頭”的體制構架，在發(fā)電側和售電側開展有效競爭，實施“三放開（有序放開除輸配外的競爭性環(huán)節(jié)電價、配售電業(yè)務、公益性和調節(jié)性以外的發(fā)用電計劃）、一獨立（交易機構更加獨立）、三強化（強化政府監(jiān)管、電力統(tǒng)籌規(guī)劃、電力安全高效運行和可靠供應）”。在新一輪電改政策的支持下，我國電力市場建設穩(wěn)步有序推進，電力市場交易體系逐步健全，市場開放度和活躍度顯著提升，市場配置資源的決定性作用不斷顯現(xiàn)。2021年3月15日，中央財經委員會第九次會議提出要“深化電力體制改革、構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”，為中國電力系統(tǒng)轉型升級指明了方向。在電力系統(tǒng)清潔、高效、低碳化背景下，電力市場改革更多體現(xiàn)在電力定價機制改革方面。其中，不同類型電力的上網電價改革是近年來的重點內容，圖2展示了2015年以來我國電力定價機制的主要發(fā)展歷程。

在電力定價機制的不斷改革進程中，各類型電力價格都逐漸由計劃向市場邁進。對于煤電行業(yè)，當前燃煤電價浮動比例逐漸放寬，市場化程度大幅提升。2020年9月“雙碳”目標提出后，“能耗雙控”和嚴控“兩高”項目力度進一步加大，疊加國際疫情形勢嚴峻，大宗商品價格上漲，煤炭現(xiàn)貨價格一度上漲至2500元／噸（秦皇島5500大卡動力煤），而下游國內電力價格卻無權上漲，“市場煤，計劃電”使煤電“頂牛困境”難以破解，拉閘限電現(xiàn)象多地頻發(fā)。為了保障煤價高漲下的煤電供應，2021年10月12日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》，通知具有里程碑意義的一點是將除高耗能企業(yè)外的燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍擴大至±20%；此外，明確規(guī)定要有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價和推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場。此次電力市場改革的核心在于從“發(fā)用兩頭”建立起“能跌能漲”的市場化電價機制，給市場價格變化更多的彈性空間，讓電價更靈活反映電力供需形式和成本變化。

對于新能源行業(yè)，以風、光為代表的清潔電力均采用以煤電價格為基準的指導價，且前者價格不得高于后者。經過十多年的發(fā)展，我國陸上風電項目單位千瓦平均造價下降了約30%，光伏發(fā)電項目造價下降了約75%，陸上風電和光伏發(fā)電項目目前均已實現(xiàn)平價上網?，F(xiàn)階段新能源的定價機制要能夠在實現(xiàn)電力企業(yè)基本收益的前提下使電價充分發(fā)揮信號作用，從而引導資源合理配置。對此，2021年6月11日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》，取消新建集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目和陸上風電項目財政補貼，實行平價上網，上網電價按煤電基準價執(zhí)行。值得注意的是，戶用分布式光伏仍存在少量補貼，但2022年起中央財政不再補貼新建戶用分布式光伏項目。對于風電，海上風電項目成本較陸上風電項目更高，政府給定的指導價格也相對更高。

碳市場和電力市場的互動關系

碳市場和電力市場關聯(lián)研究。價格通常是市場的核心作用參數(shù)。碳交易機制即通過價格信號對市場主體形成激勵和約束，促進社會資源更多轉向低碳領域。碳交易對電力行業(yè)、整體經濟的影響均取決于碳減排成本有多大，以及是否向上下游產業(yè)轉移（林伯強，2022）。Fabra & Reguant（2014）認為碳價上漲對電力市場用戶邊際成本的影響取決于市場集中度、可用容量、電力需求水平等結構因素。Lin & Jia（2019）發(fā)現(xiàn)，碳交易機制可以大幅提高電價，但其他商品價格的提高幅度遠遠低于電價。趙長紅等（2019）構建了包含碳排放價格的電力市場發(fā)電成本模型，并以廣東省碳市場為例研究發(fā)現(xiàn)碳市場和電力市場存在相互制約的關系，碳排放外部成本內部化影響電力市場出清電價，而電力市場能夠緩解碳市場的減排壓力，抑制碳市場的活躍度。Ahamada & Kirat（2018）發(fā)現(xiàn)碳排放價格對電價的影響并不是簡單的線性關系，而是非線性的。周亞敏、馮永晟（2017）考察了電價調整與碳排放之間的關系，發(fā)現(xiàn)降電價可能加大碳減排壓力，需要讓電價與碳價之間實現(xiàn)聯(lián)動。劉自敏等（2020）發(fā)現(xiàn)碳價與電價存在聯(lián)動效應，電價改革可能與碳減排目標產生一定沖突。

不少文獻進一步研究了碳價和電價之間的傳導問題（Pass-through）。Sijm等（2006）認為理論上碳成本與電力價格之間的傳導率應是100%，但實際傳導率由電力需求彈性以及碳成本決定。Jouvet & Solier（2013）發(fā)現(xiàn)歐盟第一階段碳價格的傳導率為42%。Laing等（2014）則發(fā)現(xiàn)歐盟碳成本的傳導率因國而異，介于5%～100%之間。Nelson等（2012）測算發(fā)現(xiàn)澳大利亞的傳導率處于17%～393%之間。與之不同，Nazifi（2016）則發(fā)現(xiàn)澳大利亞電力現(xiàn)貨市場上，碳成本的傳導率是100%。同樣的，Hintermann（2016）發(fā)現(xiàn)德國碳成本在電力現(xiàn)貨市場上也幾乎是完全傳導。李興等（2022）考察了中國碳價對電價的傳導率，發(fā)現(xiàn)在電、碳市場關聯(lián)條件下，碳價對居民電價的傳導率高于對工業(yè)電價的傳導率，但均遠低于完全競爭條件下的傳導率水平，而傳導率的提升能夠緩解降電價與碳減排之間的矛盾。

還有一些研究考察了碳市場對電力生產側能源結構的影響。Lin等（2016）認為碳市場可以促進風、光等可再生能源的發(fā)展，碳市場與電力市場協(xié)同發(fā)展時促進效用更加顯著，且有利于降低風光等可再生能源發(fā)電價格。Fabra & Reguant（2014）發(fā)現(xiàn)碳市場使得傳統(tǒng)發(fā)電技術的經濟性逐步降低，更清潔的技術將取代現(xiàn)有技術。公丕芹、李昕旸（2017）認為由于碳價是隨著時間和市場變化而不斷波動的，碳價波動性使得可再生能源發(fā)電項目投資具有了期權性質的權利，即未來不確定性可能包含更高的價值。馮永晟、周亞敏（2021）指出碳市場會提高高碳電源類型，特別是煤電的成本，使煤電在電力市場中居于成本劣勢，進而帶來可再生能源發(fā)電比重的上升，并提高其預期收益。林伯強等（2022）認為推動電、碳市場形成相互聯(lián)動、深度耦合的發(fā)展模式將是推進能源供需雙側協(xié)同綠色低碳發(fā)展，實現(xiàn)供需市場聯(lián)動與價值閉環(huán)的重要一環(huán)。

中國碳市場與電力市場互動關系。當前，中國的碳市場建設和電力市場改革均處于不斷發(fā)展完善階段，除了自身設計的問題外，彼此間的關系對二者協(xié)調發(fā)展也會產生重要影響，未來隨著碳約束力度的逐漸增大，甚至會產生決定性影響。因此，有必要理順二者之間的互動關系。具體來看，碳市場建設和電力市場改革的互動關系主要表現(xiàn)在以下三個方面。

一是碳市場價格與電力市場價格相互影響。一方面，碳價是發(fā)電成本的一部分，發(fā)電企業(yè)的報價會將此部分成本考慮進去，從而改變發(fā)電企業(yè)經營和報價策略，并通過電力市場將成本向電力用戶傳導，影響電力市場中的出清電價。當前發(fā)電企業(yè)的初始碳配額以免費發(fā)放為主，未來碳配額將更多地由免費獲得轉向拍賣獲得。相較于其他國家碳市場建設經驗，我國實現(xiàn)“雙碳”目標的難度更大、時間更緊，未來國內碳市場的初始配額總量和分配方式將會以更快的速度緊縮和轉變。當火電企業(yè)以拍賣的方式在碳市場上購買相對更少的碳配額，這部分費用將會內化并顯著推升火電企業(yè)的度電成本，這會引致電力交易價格的大幅度提升。另一方面，當企業(yè)在電力市場上購入可再生能源電力后，其碳排放量將下降，從而降低對購買碳配額的需求，抑制碳價格的上漲。

二是碳市場建設可加快電力市場改革步伐。隨著全國碳市場覆蓋范圍、配額設計與分配和交易模式的不斷完善，碳成本將滲透進各類電力企業(yè)的度電成本中，從而使電力企業(yè)根據碳市場所釋放出的價格信號而改變生產行為決策——尤其是對高碳排放的煤電企業(yè)而言，其成本升高顯著，在電力市場競爭中處于成本劣勢，從而會促進該類型企業(yè)轉向可再生能源發(fā)電投資、推動可再生能源發(fā)電比重不斷上升；同時，作為綠色電力，可再生能源發(fā)電的預期收益將有所提高。在不考慮碳成本等外部成本的情況下，電力體制改革也會在市場化進程中優(yōu)化電力結構，但其對推動電力系統(tǒng)轉型的作用可能因煤電等高碳排放電力的穩(wěn)定性、靈活性和經濟性等因素而受限或延遲。由此可知，碳市場的建設是加快電力系統(tǒng)清潔高效發(fā)展、促進能源使用綠色低碳轉型的重要舉措。

三是電力市場改革能增強碳市場政策效果。相較于市場化程度高的電力定價機制，電價管制會使碳市場的運行效率降低30%?？稍偕茉窗l(fā)電成本在過去十幾年中不斷降低，但由于其所固有的間歇性、波動性和不確定性等弊端，仍難以像煤電等常規(guī)電源一樣直接參與市場獲得投資激勵。安全和綠色同屬于非經濟效率目標，具有明顯外部性，難以通過直接市場競爭實現(xiàn)，因此，仍需要某種支撐機制與電力市場銜接。在電力體制改革的各項措施中，經濟調度對于碳市場在電力行業(yè)有效發(fā)揮作用尤為重要。經濟調度將把碳市場給低效機組增加的碳成本納入電力調度決策中，從而增加排放強度較低的發(fā)電機組的利用小時數(shù)，有利于其與碳市場形成合力，增強碳市場政策效果。

碳約束下中國電力市場建設問題

碳市場為新型電力系統(tǒng)建設下逐步提高新能源占比提供了重要契機，但只有碳市場和電力市場協(xié)同發(fā)展，才能夠充分發(fā)揮市場機制在能源資源配置和氣候治理優(yōu)化等領域的作用。然而，現(xiàn)階段我國能源資源機制設計與氣候環(huán)境治理體系之間的協(xié)調性還較差，缺少系統(tǒng)性和全局性規(guī)劃（張森林，2021）。未來，碳市場與電力市場的協(xié)同發(fā)展面臨著保供和減排目標沖突、轉型成本過高和減排成本傳導受限三方面的挑戰(zhàn)（如圖3所示）。

一是電力系統(tǒng)面臨保供壓力和“雙碳”目標的客觀沖突。在碳中和目標的約束下，我國能源發(fā)展正處于清潔能源替代化石能源、可再生能源電力替代煤電的雙重更替期?？稍偕茉吹拇笠?guī)模發(fā)展將給我國帶來兩方面的問題：一方面，由于風能、太陽能等可再生能源具有間歇性、波動性等特征，發(fā)電可靠性較差，此類電源的大規(guī)模接入將給電力系統(tǒng)穩(wěn)定性和安全性帶來嚴峻挑戰(zhàn)，同時，“十四五”期間電力系統(tǒng)呈現(xiàn)夏、冬雙峰負荷尖峰化加劇態(tài)勢，電力供需的結構性、區(qū)域性、時段性缺電風險加大，電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的壓力增大；另一方面，隨著電源結構調整中可再生能源發(fā)電占比不斷上升，為了緩解電力供應壓力，電力系統(tǒng)對靈活性電源的需求逐漸增加，煤電未來需要深度參與系統(tǒng)調峰、調頻、調壓和備用等電力輔助服務，煤電的“壓艙石”和“穩(wěn)定器”作用愈發(fā)凸顯，即可再生能源越發(fā)展，煤電就越發(fā)不可或缺。在此背景下，煤電企業(yè)的功能定位轉換方向仍未明確，更是缺乏相關激勵政策促進煤電企業(yè)積極轉型應對，巨大的煤電存量與待建產能面臨著資產沉沒擱淺風險的同時，也給“雙碳”目標的實現(xiàn)帶來了一定威脅。

二是電力系統(tǒng)面臨較高的轉型成本。未來我國能源消費結構將逐步由煤炭化向電氣化過渡，電力部門是我國碳中和目標實現(xiàn)的關鍵。具體來講，電力系統(tǒng)需要對發(fā)電側能源結構進行改革，不僅要淘汰或改造現(xiàn)有的高排放化石能源熱發(fā)電機組，還要加大對水能、核能、風能、太陽能等清潔能源的投資開發(fā)利用。但目前電力系統(tǒng)結構轉型仍面臨煤電和新能源發(fā)電的雙重挑戰(zhàn)。一方面，轉型時燃煤發(fā)電平準化成本將有所增加。盡管煤電具有高碳排放的弊端，但同時其也具有經濟、穩(wěn)定、高效等優(yōu)勢，在可預見的非水可再生能源大規(guī)模并網的前提下，煤電將成為電力系統(tǒng)的“穩(wěn)定器”和“壓艙石”。然而，煤電機組將在低負荷狀態(tài)下運行，平均發(fā)電成本和維修成本必將大幅度提高。在現(xiàn)階段，由于電力市場和電價機制不完善，煤電企業(yè)市場化生存能力較弱，其成本的上升仍難以完全向下游傳導（林伯強，2021）。另一方面，轉型后可再生能源為主的電力系統(tǒng)穩(wěn)定性成本大幅升高。預計到2050年，我國一次能源消費結構中傳統(tǒng)化石能源的需求將大幅下降，風、光等可再生能源占電力系統(tǒng)的比重將達到75%（ETC, 2019）。盡管風、光等可再生能源發(fā)電技術已達到平價上網水平，但相較于煤電占絕對優(yōu)勢的電力系統(tǒng)而言，風電、光伏等清潔能源占比較高時電力系統(tǒng)的不穩(wěn)定性問題會加劇，能源電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和消納成本將會隨之增加（林伯強，2021）。

三是電力系統(tǒng)生產側碳成本難以向下游傳導。盡管我國最新電力市場改革措施致力于疏通煤電企業(yè)煤價上漲壓力，但一方面未考慮燃煤電廠以外的其他發(fā)電企業(yè)；另一方面還未考慮碳成本所導致的發(fā)電成本的增加；此外，采用“基準價+上下浮動”的電價策略，電價仍無法充分反映發(fā)電成本變化的全部。碳成本傳導的最大意義，是使得發(fā)電側和用電側共同承擔環(huán)境外部性成本，真正意義上的碳成本傳導，前提是要做到電力市場價格傳導順暢，兩個市場都能準確發(fā)現(xiàn)價格。早期實施碳市場的發(fā)達國家，其電力市場化程度較高，絕大部分電價可以隨成本自由調整，碳減排成本大多可以順利往用電側傳導。但是在中國的電力體制改革背景下，此部分成本還難以向用能企業(yè)傳導，主要原因在于電力市場仍處于計劃和市場并存階段，上網電價和銷售電價還存在進一步改革空間。此外，不能順利傳導的碳成本會加劇電價扭曲。價格扭曲不僅會導致效率低下，還會造成社會福利損失。碳成本體現(xiàn)了環(huán)境外部性成本，理應由最終消費者買單。但由于電力的公共物品屬性，電力系統(tǒng)生產側成本難以向下游傳導的情況下，碳價格傳導不暢帶來的碳成本無疑會加劇我國電價扭曲程度，導致更多的效率與福利損失。

促進碳市場和電力市場協(xié)同發(fā)展建議

對我國而言，嚴峻的碳中和目標既是倒逼挑戰(zhàn)，又是重要機遇（何建坤，2019）。碳市場和電力市場協(xié)同效應的充分發(fā)揮是碳中和目標實現(xiàn)的必要條件。從二者的關系來看，電力市場的完善是全國碳市場充分發(fā)揮作用的關鍵，前者的改革成效決定著后者是否可以最大化其低碳引導作用。在碳中和進程中，政府顯然是主導，但需要更多地通過市場化手段進行資源優(yōu)化配置并最大程度降低轉型成本。碳達峰、碳中和目標年限逐漸逼近，這決定了現(xiàn)階段要加快電力市場和碳市場的協(xié)同發(fā)展規(guī)劃，利用市場化手段實現(xiàn)碳減排目標。

一是讓市場在可再生能源的開發(fā)利用方面發(fā)揮更大作用，降低電力系統(tǒng)轉型成本。首先，各地區(qū)的可再生資源稟賦、電力負荷情況以及電網系統(tǒng)結構具有較大差異?？梢灾贫ㄏ嚓P支持措施引導市場廣泛參與可再生資源開發(fā)利用的整個環(huán)節(jié)，形成有利于新能源發(fā)展和新型電力系統(tǒng)整體優(yōu)化的動態(tài)調整機制。其次，要在電網保障消納的基礎上，通過源網荷儲一體化和多能互補等途徑，實現(xiàn)各類市場主體共同承擔清潔能源消納責任的機制。由此，可再生能源能夠通過市場機制找到最便宜的容量備用、調節(jié)電源、調節(jié)服務等，進而達到更低的系統(tǒng)消納成本。最后，依靠碳市場和電力市場加速推動可再生能源成為電力系統(tǒng)的主體。碳市場可以在增加可再生能源正外部性的基礎上降低傳統(tǒng)化石能源減排的負外部性，從而天然具有促進可再生能源發(fā)展的屬性，應盡快將CCER納入履約并在配額分配方案中考慮CCER的影響，通過CCER抵消機制補償新能源的低碳環(huán)境效益，增加可再生能源電力的市場競爭力。對電力市場而言，要貫徹落實峰谷分時電價機制，通過價格杠桿轉變居民消費習慣、促進可再生能源開發(fā)利用。

二是通過碳市場引導用能企業(yè)節(jié)能減排，促進碳市場和電力市場協(xié)同發(fā)展。碳市場需要盡快納入更多行業(yè)，完善配額核算及分配原則，形成有效碳價格信號。一方面，當前全國碳市場主要覆蓋發(fā)電行業(yè)的重點排放單位，未來將在進一步增加電力重點排放單位數(shù)量的基礎上更多納入鋼鐵、水泥等高耗能和高排放行業(yè)。未來納入重點排放管制的各類企業(yè)將同時面臨碳市場和電力市場的雙重約束，其耗能策略可能需要適時動態(tài)調整，同時，應建立碳資產儲備管理專門辦法。對于高耗能企業(yè)，雖然碳交易帶來碳成本，但也可能成為企業(yè)提高效率和競爭力的機遇，碳成本會迫使他們提高效率，而效率提升則有益于企業(yè)具備可持續(xù)穩(wěn)定的競爭力。另一方面，碳市場是一種顯著的政策調節(jié)性市場，碳價格是其發(fā)揮碳減排作用的核心與關鍵，而碳配額數(shù)量及其分配方式是影響碳價格的重要因素。在碳配額總量上，未來應在科學合理核定各類重點排放單位全流程碳排放量的基礎上緊縮碳配額總量，追求行業(yè)間邊際碳減排成本相同，避免加劇行業(yè)間“碳泄漏”，對進入碳市場的企業(yè)形成真正的“硬約束”，而不只是徒有虛名。在碳配額分配方式上，應逐漸從免費發(fā)放轉向以拍賣法為主的有償發(fā)放，提高企業(yè)獲得碳配額的成本，形成企業(yè)自主減排的倒逼機制。

三是深化電力市場化尤其是電價改革，讓電價真正反映市場供需以及碳減排成本。一方面，電力體制改革要能夠促進電力系統(tǒng)可持續(xù)發(fā)展，在“雙碳”目標約束下，我國在制定電力體制改革相關政策時應該全面考慮不同電源屬性的特征及其定價和補償機制，使電力市場各環(huán)節(jié)成本和收益可以自由傳導。如，加快完善綠色電力市場化交易機制，將可再生能源電力從傳統(tǒng)化石能源電力中分離，在市場上作為獨立商品進行售賣，為可再生能源電力提供與傳統(tǒng)化石能源具有差異的市場，從而依靠市場力量促進可再生能源的開發(fā)利用。另一方面，發(fā)電企業(yè)納入碳市場后，成本上漲壓力加劇，終端電價亟需改革。盡管目前最新頒布的燃煤電價政策中，已經允許電價實行20%的上浮，但電價的市場化程度仍不夠，需要進一步放開電價浮動范圍，從而使電價可以把碳成本完全傳導至下游，實現(xiàn)電價和碳價的良性互動，以碳價格作為信號引導企業(yè)節(jié)能減排。值得注意的是，碳成本在電力市場參與主體中的分配應以系統(tǒng)視角進行科學設計。但不管怎樣，為更快促進電力市場更加低碳、清潔、高效，讓電價反映市場供需及碳減排成本應成為電力市場化改革的重要方向。

（廈門大學管理學院博士研究生朱朋虎對本文亦有貢獻）

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責 編／張 曉

林伯強，廈門大學管理學院“長江學者”特聘教授、中國能源政策研究院院長，國際期刊《Energy Economics》主編。研究方向為能源經濟、能源政策、技術經濟。主要著作有《初級能源經濟學》（合著）、《高級能源經濟學》（合著）、《能源金融》（合著）等。