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適應“雙碳”目標的“電-碳”市場協同發展
來源:能源研究俱樂部 時間:2021-11-30 字體:[ ]

當前我國電力市場和碳市場仍處於獨立運行狀態,二者促進“雙碳”目標實現的協同合力尚未形成。“電-碳”市場在參與主體、價格影響、交易品種等方麵存在關聯,但兩大市場在市場建設進程、配額考核目標等方麵協同性不足,需要相應完善“電-碳”市場相關機製。

來源:微信公眾號“能源研究俱樂部”  ID:nyqbyj

作者:朱劉柱 張理 王寶 (國網安徽省電力有限公司經濟技術研究院)

一、我國電力市場與碳市場發展現狀

電力市場通過大範圍資源優化配置促進能源電力高效率利用和可再生能源高比例消納,碳市場則通過碳排放權交易推動全社會以最低經濟成本實現二氧化碳最大減排,“電-碳”兩大市場在服務“雙碳”目標上具有一致性。今年以來,碳市場由部分試點轉為全國運行,電力市場中綠電交易正式上線,兩大市場關聯性進一步凸顯。

(一)“電-碳”市場運轉情況

電力市場方麵。近年來,我國已基本建成以中長期交易為主、現貨交易發揮重要作用的電力市場體係,電力市場的能源資源優化配置作用持續彰顯,尤其是通過完善跨省區交易、電力輔助服務等市場機製,很好地促進了可再生能源消納。當前風電、光伏等新能源主要按優先發電方式獲得收益,電力市場仍以火電等常規電源參與為主。“雙碳”目標下,可再生能源消納責任考核不斷加碼,推動風、光等新能源發展進一步提速,新能源參與電力市場交易步伐將加快。電力市場為落實可再生能源消納責任提供了主要市場環境,尤其是近期國家在電力中長期市場框架下啟動了綠色電力交易試點,為電力用戶直接使用綠色電力提供了新渠道。全國首批綠電交易共17個省259家市場主體參與,交易電量達79.35億千瓦時。

碳市場方麵。2011年國家在北京、天津、上海、重慶、湖北(武漢)、廣東(廣州)、深圳等省市啟動碳排放權交易試點,首次明確碳市場交易規則。碳排放權交易把二氧化碳排放權作為商品進行買賣,納入碳減排的企業會分配到一定的碳排放配額,企業實際碳排放小於配額的結餘部分,可作為碳排放權在碳市場出售;企業實際碳排放大於配額的超排部分,則需購入相應的碳排放權或國家核證自願減排量(CCER)〔1〕。試點碳市場建設以來,電力、鋼鐵、水泥等20餘個行業近3000家重點排放企業參與碳市場,累計成交量約4.3億噸、成交額近100億元。在試點基礎上,2017年12月全國碳市場啟動建設,2021年7月正式上線交易,發電行業作為全國碳排放最大行業(碳排放占比超過40%)首批納入,涉及2225家發電企業,後續鋼鐵、水泥、電解鋁等高耗能行業也將逐步納入,碳市場覆蓋範圍不斷擴大。

(二)“電-碳”市場相互關聯

參與主體方麵。當前電力市場參與主體包括發電行業、電力用戶以及售電公司;碳市場參與主體僅包括發電行業,後續鋼鐵、水泥、電解鋁等高耗能行業也將陸續進入,電力市場和碳市場覆蓋主體範圍日趨重疊。

價格影響方麵。從發電側看,火電企業在碳市場購買碳排放權將增加生產成本,並通過電力市場將成本向電力用戶傳導,最終反映在電價上;從用電側看,綠電具有零碳特征,用戶在電力市場購入綠電後其碳排放量將減少,從而降低碳排放權購買需求,抑製碳價上漲。

交易品種方麵。從發電側看,風、光等新能源發電企業既可以選擇在電力市場參與綠電交易出售綠色電量,也可以選擇在碳市場參與CCER交易出售碳減排量,而綠色電量和碳減排量具有換算關係,出售綠色電量就相當於出售了碳減排量;從用電側看,不論用戶在電力市場購入綠色電量還是在碳市場購入CCER碳減排量,均能達到碳減排目的,電、碳兩大市場通過新能源相關品種可實現交易互通。

二、“電-碳”市場協同發展主要問題

從國外能源轉型實踐看,“電-碳”市場協同發展在推動能源清潔發展、應對氣候治理、優化資源配置等方麵作用顯著。“雙碳”目標加快實現背景下,我國電力市場和碳市場協同推動能源清潔低碳轉型的需要日益迫切,然而當前電力市場和碳市場仍相對獨立運行,發展協同性亟待提高。

市場建設模式及進程不一致。一方麵,碳市場采用全國統一市場模式,而電力市場采用“統一市場、兩級運作”模式,且各省級電力市場在建設進程、實施方式上有所差異,導致電力市場與碳市場銜接存在壁壘。另一方麵,電力市場主體涉及發電、用電等多個行業,以及售電公司等主體;而碳市場參與主體僅包括發電行業以及鋼鐵、水泥等高耗能行業,電力市場中的其他行業、售電公司等主體能否參與碳市場尚未明確。

市場配額考核目標不銜接。當前碳市場和電力市場分別由不同的政府機構負責管理,電、碳兩大市場配額考核目標銜接性不足。主要表現在,一方麵碳市場配額主要依據曆史排放量、實際產出水平以及技術進步帶來的排放強度變化等因素確定;另一方麵,電力市場參與主體承擔的可再生能源電力消納責任權重則主要依據新能源發展規模、電網消納水平、電源結構等因素確定。同時,碳市場配額對各市場主體進行差異化考核,而可再生能源電力消納責任權重設定暫未考慮各主體差異性,不利於推動高耗能高排放等主體承擔更高的消納責任權重。

電力碳排放核算方法待完善。按照現行溫室氣體排放核算方法,行業碳排放包括化石燃料燃燒排放、工業生產過程排放、購入使用的電力熱力排放以及固碳產品隱含排放。其中:用戶購入電力按照省級電網統一碳排放因子核算碳排放量,由於未考慮用戶購入電量中綠電比例差異,采用統一折算因子無法真實反映用戶碳排放水平。以華東某外向型企業為例,年購入電量1億千瓦時,為增強國際競爭力,其綠電購入比例達30%,明顯高於當地可再生能源電力消納責任權重,則按統一折算因子核算,該企業購入電力對應的碳排放量為79.21萬噸/年〔2〕,而該企業由於購入高比例綠電,其購入電力對應的實際碳排放量僅59.71萬噸/年〔3〕。

碳價向電價傳導難度大。火電企業通過技術改造或在碳市場購買碳排放權,均將帶來碳減排成本。當前全國碳市場碳價水平在40~50元/噸左右(折算為度電成本約0.05元/千瓦時),明顯低於國際水平,隨著碳市場配額分配日趨收緊,全國碳價將呈上漲趨勢。歐盟碳市場碳價向電力市場傳遞率在0~1之間,我國電力市場化程度不及歐美,碳市場剛剛起步,碳價向電價傳導更為困難。電力富餘時,火電企業通常采用報低價策略,電價難以反映碳價成本;電力緊缺時,火電企業通常報高價來傳導碳減排成本,從而推動電力用戶更傾向於購買綠電。同時,火電企業難以向居民、農業等保障性電力用戶傳導碳價。麵對碳價傳導困難,火電經營效益將進一步下滑,從而降低係統發電容量充裕性,電力供應保障麵臨更大挑戰。

綠電和CCER交易銜接機製不健全。電力市場中的綠電交易和碳市場中的CCER交易相對獨立,風、光等新能源發電企業既可參與綠電交易,也可參與CCER交易,而當前綠電交易和CCER交易銜接關係尚未明確,新能源發電企業可在兩大市場同時獲利。同時,《碳排放權交易管理辦法(試行)》將CCER交易的碳減排抵消比例限製在5%,抵消比例過低不利於提高用戶消費綠電積極性。

三、“電-碳”市場協同發展完善思路

立足實現“雙碳”目標,加快“電-碳”市場協同發展,需要政府層麵持續完善“電-碳”市場相關機製,不斷夯實“電-碳”市場協同發展、同向發力的政策基礎。

“電-碳”市場建設進程上,充分考慮電力市場建設進度和模式差異,強化碳市場頂層設計,持續完善市場覆蓋範圍、總量目標和配額分配等製度。逐步將高耗能、交通運輸等行業以及售電公司等主體納入碳市場,確保電、碳兩大市場參與主體範圍更加一致。加強碳市場與電力市場交易平台的互聯互通和信息共享,支撐電、碳市場協同運轉。

“電-碳”市場配額目標上,健全碳排放配額和可再生能源消納責任權重總量設定方法,既要充分考慮產業結構升級和節能技術進步帶來的碳排放強度變化,又要精準考量綠電消費增加帶來的碳減排貢獻。加快推動各市場主體承擔的可再生能源電力消納責任權重差異化設定,對高耗能、高排放等主體設置更高權重,依托兩大市場共同推進能源電力清潔化發展。

“電-碳”市場考核規則上,加快建立統一規範的碳排放統計核算體係,依托電力市場交易區分用戶的綠電消費量和化石能源電力消費量,充分體現綠電零碳特征,確保碳排放考核更加精準。明確綠電對應的碳減排量全額納入碳市場配額核減,促進市場主體積極參與電力市場綠電交易、加大綠色電力消費,通過電力市場中的綠電交易建立“電-碳”市場相互促進的紐帶關係。

“電-碳”市場價格機製上,健全以新能源為主體的新型電力市場體係,探索建立體現容量備用價值的電力容量市場,形成容量補償機製;新增轉動慣量、爬坡等輔助服務新品種,依托綠電在兩大市場中的環境價值探索能源轉型成本疏導新路徑。健全碳價發現機製和價格傳導機製,推動保障性用戶承擔的碳減排成本,通過電價附加等方式向用戶合理傳導,確保全社會碳減排成本傳導範圍覆蓋全部用戶。

“電-碳”市場交易品種上,明確風、光等新能源發電企業參與電力市場中綠電交易和碳市場中CCER交易的銜接關係,取消綠電和CCER交易碳減排抵消比例限製,合理設計綠電和CCER交易的互認抵扣機製,推動電力市場中綠電交易的碳減排信號向碳市場傳導,實現碳價和綠電環境價值互動互促、均衡發展。

〔1〕CCER:在我國境內實施的可再生能源、林業碳彙、甲烷利用等項目對應的溫室氣體減排量。

〔2〕按照華東電網排放折算因子0.7921tCO2/MWh計算。

〔3〕根據生態環境部發布《省級二氧化碳排放達峰行動方案編製指南》,煤電排放因子取0.853tCO2/MWh。

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