電力市場遇上碳市場 發電企業何去何從

內蒙古京隆發電有限責任公司 潘海斌 姜世峰 趙志宏 孫 健

2015年3月15日，中共中央國務院發布了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發〔2015〕9號）文》，被業內稱為“9號文”。9號文旨在向發電側、售電側以及增量配電等領域逐步引入市場競爭，以優化電力行業的總體資源配置，提升行業整體競爭力。

2020年12月30日，生態環境部正式印發了《2019-2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》，標志著全國碳排放權交易市場正式啟動。發電行業作為首個納入全國碳市場管控的控排行業，未來發電企業的生產經營決策將不得不考慮碳管控帶來的生產經營壓力。

本文根據現有的政策基礎和市場動向梳理出碳市場和電力市場的建設時間：2011年10月29日，國家發展改革委辦公廳發布《關于開展碳排放權交易試點工作的通知》；2017年12月20日，經國務院同意國家發改委印發了《全國碳排放權交易市場建設方案（發電行業）》，提出按基礎建設期、模擬運行期和深化完善期三階段穩步推進全國碳市場建設工作；2020年12月30日，生態環境部發布《2019-2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》，明確在2021年開展全國發電行業碳排放配額交易。

而深化電力體制改革也將在同期有序推進，《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）提出，市場建設中后期,電力市場體系比較健全時，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃，這對于電力量價的形成機制產生了重要影響。由此分析，全國碳市場“三步走”中的深化完善期與電力體制改革啟動現貨市場在進度上基本重疊，原有碳市場制度設計中是否考慮到電力轉型的風險，企業能否適應碳市場和電力轉型同時帶來的生產經營壓力，亟需進一步的深入研究。

碳市場與電力市場的互動影響

當前電力市場中，機組邊際成本隱性決定了最低成本調度，電力交易時電廠的報價取決于其不同發電類型的邊際成本。價格優先排序法是按發電廠報價由低到高的排列確定電廠調度順序的方法，可以反映出短期內發電廠發電的邊際成本。由于可再生能源電廠運營成本非常低，因此邊際成本較其他發電類型相比為最低、核電次之，化石燃料電廠由于原料（煤、天然氣等）價格高所以邊際成本最高。

機組邊際成本優先順序直接決定了電力市場競爭中的定價標準，進而調控了電力供應。同樣的需求側也對價格敏感，從節約能源的角度，碳市場鼓勵使用清潔能源，傳統化石燃料機組生產單位電量可能會支付更高的碳價，考慮碳價后的不同發電類型機組的邊際成本將發生改變，進而改變出清順序：低碳價時績效順序不變，而可高碳價則會導致機組邊際出清價格增高，提高發電廠報價，導致出清順序的變化。

碳價對電力市場有影響，同樣的電力市場的調整也會對碳價產生影響。例如，因不可抗力或政策因素關停的核電等清潔能源電廠，可能會導致化石能源消耗的增加，其對應的碳排放也會增加，從而推高配額價格；如因自然環境變化等因素導致可再生能源（太陽能、水能、風能等）緊缺，可再生能源消納比例減少，煤電和氣電發電量增加，對碳配額的需求也會提高。電力市場的原材料采購、運輸、調控等各方面的市場調整均會對碳配額價格產生影響。如圖1所示，電價和碳價之間的相關性非常明顯。該圖顯示了2018年德國電力批發市場電力基本負荷狀態下的電價與在2018年12月上繳的碳排放配額的價格。可以看出，在這一時間段內兩個價格一直是正相關，相關系數甚至一度達到90%以上。

圖1 電價和碳價之間的相關性（資料來源ICE)

在價格機制方面，當電力市場逐漸由計劃過渡到市場化交易，發電企業會通過競爭將碳成本傳遞至用戶側，但對于保留的發用電計劃部分，包括下游銷售電價部分，一定程度上需要進行聯動。碳成本與電價的傳導機制從國際經驗來看，在歐美、澳大利亞等電、碳市場相對成熟的地區，發電企業通常會采用提高上網電價的方式將參與碳市場交易所增加的部分碳成本傳導給下游消費者。如歐盟碳市場中碳成本的50～70%傳導至了下游消費者，從而最終影響終端用電行為。由于電力市場價格能夠實現碳成本向下游充分傳導，碳市場形成的碳價格有利于通過電力市場將低碳發展成本傳導至社會層面，促進全社會低碳發展。

國際經驗及解決方案初探

可再生能源的選擇。理論上引入碳價可以提高可再生能源發電運營利潤，吸引更多資金投入可再生能源領域。然而，根據歐盟實際經驗，例如德國大力發展風能和太陽能發電，因風能和太陽能是間歇性能源，在不能滿足電力需求的時段，電價仍很大程度取決于煤、氣成本，而可再生能源發電的供應過剩曾經導致出現負電價的情況（即發電廠需要自己支付電價）。當化石能源發電廠不運行而風能和太陽能占上網發電量的絕大部分時，碳價對電價的影響不大。因此，大多數國家都制定了可再生能源發電的最低電價來刺激可再生能源發展。

發電模式的選擇。在碳價的波動充滿不確定性的情況下，發電機組在燃料使用方面的靈活性就具有很大意義。歐盟碳排放交易體系實施初期，電力企業更青睞于具有“燃料多樣性”的電廠，例如那些既可以燃氣發電、也可以使用煤炭和生物質等多種燃料來完成發電的電廠，且這些電廠的位置盡量選在可以就近進行碳捕獲與存儲的地方。具備上述條件后，電廠就可以根據各種不同的燃料價格和碳價決定其運營方式。

建議發電企業不斷強化碳成本意識。根據歐美以及其他地區的經驗，建議大型發電企業可以根據發電機的經濟效率做出調度決策。根據運行成本對發電機組進行排名，這些成本不僅反映了燃料成本和發電機將燃料轉化為電的效率，還包含了碳價所代表的碳排放成本，并隨著需求的增長和下降來做出調度決策，以此影響企業的生產運營決策。建議企業不斷強化碳成本意識，優先開發利用清潔能源。有關運行成本和效率的測算可以進一步根據碳市場價格預測、電力市場運行模式、以及可再生能源消納的多元選擇等研究實現。

圖2 碳價形成前后對經濟調度和收益的影響

建議發電企業重視長期市場預測。基于中國電力改革現狀，本輪電力體制改革在發電和售電側引入競爭，考慮機組邊際成本并逐步引入競價機制，促進可再生能源的消納。發電廠投資的時間跨度很長（通常有幾十年），因此電力企業在做投資決策分析時，不僅要考慮當前市場價格因素，還要更加關注長期價格預測。電力企業制定應對策略時，對于碳配額盈余的電廠，可以將碳配額收入投資于終端能效和可再生能源等減排措施，緩解和利用碳市場以及電力市場化對企業帶來的影響；對于配額緊缺的電廠，可以通過建立集中競價市場風險控制優化模型、建立碳價預測等模型，將碳成本合理地通過電價進行下游傳導，采取合理有效的風險對沖措施，提高企業盈利能力并降低風險。