2021年2月1日，《全国碳排放权交易管理办法(试行)》将正式施行。《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》等多份与碳市场建设相关的文件也在2020年底结束了公开征求意见。目前看来，全国碳市场有望在2021年年底之前开展实质运营。

发电企业将最先受到全国碳市场建设的影响。根据2017年发布的《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，全国碳市场初期运行将只纳入发电（含热电联产及其他行业自备电厂）一个行业，交易范围仅含二氧化碳一种温室气体。

与此同时，电力市场建设也正在推进之中。以广东为例，南方（以广东起步）电力现货市场已开展四次试结算。根据广东电力交易中心的对外通报，2021年一季度广东将择机启动电力现货结算试运行，待履行现货市场实施方案、现货市场规则相关审批程序并印发后，适时转入正式运行。

电力行业一方面需要加快发展以满足快速增长的电力需求，另一方面需要应对日趋严格的减排要求。2021年广东电力现货市场即将进入长周期结算试运行，届时碳市场对于电力市场改革的影响将不可忽视。

目前，我国已有北京、上海、天津、重庆、广东、湖北、深圳等7个省市展开了碳交易试点运行。笔者将以广东碳交易试点市场为例，展望碳交易对于电力市场交易可能产生的影响。

目前，广东省（不含深圳）纳入碳排放管理和交易的企业是指电力、水泥、钢铁、石化、造纸、民航等6个行业中，年排放2万吨二氧化碳（或年综合能源消费量1万吨标准煤）及以上的企业，这些企业的排放量占全省碳排放总量近70%。2020年度广东电力行业纳入碳市场的企业共66家，碳排放量约占全省40%。

广东碳交易市场的标的为碳排放配额，1个配额指的是排放1吨CO₂的权利。广东碳市场分为两级市场：一级市场对碳配额进行分配，包括免费发放和有偿竞价两种形式；二级市场为市场交易，可采取挂牌点选和协议转让两种交易方式，与电力中长期市场的交易方式类似。

广东省政府主管部门按年度制定全省配额总量，然后分配给各个控排企业。2020年，电力企业的免费配额比例为95%，钢铁、石化、水泥、造纸的免费配额比例为97%，航空企业的免费配额比例为100%。有偿配额通过不定期竞价的形式发放。

电力行业燃煤燃气发电机组（含热电联产机组）使用基准线法分配配额，对单位产品的二氧化碳排放量设置标准。计算公式为：控排企业碳排放配额=产量×基准值（见表1）；新建项目企业碳排放配额=设计产能×基准值（见表1）。特殊燃料发电机组（如煤矸石、油页岩、水煤浆、石油焦等燃料）以及供热锅炉采用历史强度下降法分配配额，即要求排放单位年度碳排放强度与自身的历史碳排放强度相比有所下降。

表1 广东省2020年度电力行业机组基准值

获得配额后，如果各控排企业因自身技术升级或者改造降低二氧化碳排放，实现了减排的目标，则可以将自己持有的多余碳排放配额在二级市场中出售。而自有配额不足的企业则需要在市场上购买碳排放配额以满足自己的履约需求。

2020年广东碳交易一级市场的有偿竞价交易中，统一成交价为28.20元/吨，成交量为40万吨，该价格与同期二级市场配额价格大致持平。二级市场的成交价格基本在15到30元之间波动（见图2）。当前各试点碳价在18至90元/吨范围内，其中，北京碳价最高（90元/吨），福建碳价最低（18元/吨），上海碳价居中（40元/吨）。

全国碳市场建成后碳价格趋势如何暂无从判断。不过，曾有负责气候变化的国家发改委官员指出，碳价要到2020年以后才会达到每吨200元~300元人民币，在此之前，企业无法感到真正压力。另据美国环境保护署估算，碳排放的社会成本为每吨40美元左右。

图2 广东碳交易二级市场交易总量及收盘价趋势图

基于前述规则，笔者以目前参与广东碳市场的典型火电燃煤机组（装机容量分别为300MW、600MW和1000MW）作为研究对象，测算在不同碳价格和不同有偿配额比例情况下，电厂购买碳配额的单位交易成本以及占发电机组变动（燃料）成本的比重。

碳排放的有偿配额比例分别取5%、10%、15%、20%、25%和100%，碳价格分别取20元、25元、30元、35元、40元、100元、200元和300元。

以碳价格30元为边界，计算碳排放的有偿配额比例分别取5%、10%、15%、20%、25%和100%，可以计算得出机组需要购买的碳配额费用，进而得到所对应的单位碳交易成本、碳交易在变动成本中的占比，结果如图3所示。

图3 碳价格30元、有偿配额比例变化边界下典型火电机组碳交易成本及占比

若以有偿配额比例5%为边界，计算碳价格分别取20元、25元、30元、35元、40元、100元、200元和300元，得到所对应的单位碳交易成本、碳交易在变动成本中的占比，结果如图4所示。

图4 有偿配额比例5%、碳价格变化边界下典型火电机组碳交易成本及占比

从图3、4可以看出，在当前广东碳市场成交机制和价格下，碳交易成本仅占火电机组正常发电成本的0.5%左右，基本不会对目前的火电机组的运行成本产生影响。

但是，为顺利达成碳达峰与碳中和目标，未来全国碳交易市场实质运行后，碳交易价格可能会发生较大调整。如果在有偿配额比例5%的情况下、碳交易价格达到300元，则碳交易费用占发电总成本比例已接近6%。这将成为影响火电机组在电力现货市场报价的重要因素之一，有可能会进一步推高电力现货市场中的火电机组报价，进而抬高电力现货市场的价格信号。

碳交易提高了火电机组的运营成本，核电以及可再生能源没有这部分成本。在火电机组内部，燃气机组的压力又小于燃煤机组。燃机的碳排放成本通常会低于煤电，而且碳市场政策对于燃气机组也有所倾斜。在即将开展的全国碳交易市场中，为鼓励燃气机组发展，规定在燃气机组配额清缴工作中，当燃气机组经核查排放量不低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为已获得的全部免费配额量；当燃气机组经核查排放量低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为与燃气机组经核查排放量等量的免费配额量，也无需再在碳市场中购买额外的配额。即燃机在未来的碳交易市场中，不存在因为自身配额不足而去额外购买的情况，反而可以将多余的碳排放配额进行出售而获利。

对于火电机组来说，碳减排的可行方式有：提高现货市场运行的负荷率以降低企业单位发电标煤耗；建设光伏、风电等新能源项目以申报PHCER（广东省级碳普惠核证减排量）或CCER（国家核证自愿减排量）项目，备案的自愿减排量可用于抵消企业的实际碳排放量。不过，2017年国家发改委暂停核准CCER，涉及590多个项目，在发改委的“暂缓受理”公告中表示：“《暂行办法》施行中存在着温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题。”

笔者认为，碳市场未来可能对电力市场有以下三点影响：

1、碳市场排放控制并不要求按照电力现货每日的时间精度同步结算，只要达到一定时间内（例如一年）的排放目标即可，因此碳交易价格不会由于电力短时供需关系或电力现货价格的变化而发生较大变化，价格波动更多体现在长周期尺度。考虑碳排放成本后，高排放的小机组收益下降甚至出现亏损，但可以通过交易策略利用碳配额的价格波动抵消一部分亏损，或通过电力中长期市场中的发电权转让来抵消亏损、甚至增加盈利，大容量火电机组也能获得更高发电权收益，同步实现了电力市场的资源优化配置，从而实现全社会福利最大化的目标。

2、纳入碳市场后，企业可供交易的产品不仅是电力或电量，还包括富余的碳排放配额和自愿减排量。为适应电力现货市场和全国碳市场的发展，发电企业需要思考电力或电量交易与碳交易组合并实现效益最大化。发电企业要在保证电力供应的同时履行排放配额指标，企业很可能还需要通过采取电厂技术升级改造、清洁能源发电技术等新技术实现减排目标，这些都将增加发电企业的技术成本和管理成本，进而影响电力现货市场中的报价行为，有可能推高电力现货市场价格。

3、未来碳排放权将成为稀缺资源，火电发展空间逐渐收紧，碳价将逐步推高火电成本，促使发电企业转向投资新能源，再加上新能源抵消机制（PHCER、CCER）的出台，将大大促进新能源装机的增长，叠加多重因素影响，电源结构和布局将进一步发生显著变化，需要设计更加灵活的市场机制以促进新能源的消纳。目前，广东电力现货市场中已有较为完备的价格上下限参数机制。而全国碳市场正处于快速起步发展阶段，碳市场的价格水平将直接影响规模大小、流动性强弱等要素，也会影响不同市场间的价格传导效果。因此，全国碳市场需要联动考虑对电源结构和电力市场的影响，合理确定市场交易价格区间等关键参数。

注：本测算按照典型装机容量火电机组在广东电力现货市场中的平均发电量，根据表1数据，折算出对应的总碳排放量。机组的度电燃料成本由供电标煤耗乘以到厂燃煤价格得到。供电标煤耗按照广东省政府主管部门发布的年度广东省节能发电调度发电机组基础排序表中数据，根据公式计算得出。到厂燃煤价格根据中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数-综合价）、中国沿海煤炭运价指数、内陆运费等因素确定。