電-碳-配額制耦合交易綜述與展望

江岳文,陳巍

(1. 福州大學電氣工程與自動化學院,福州市 350108;2. 智能配電網裝備福建省高校工程研究中心,福州市 350108;3. 福州大學綜合能源規(guī)劃與優(yōu)化運行研究中心,福州市 350108)

0 引 言

面對全球傳統(tǒng)能源危機和溫室氣體排放加劇、氣溫上升[1]等環(huán)境問題,世界各國高度重視,陸續(xù)出臺一系列減排目標與政策。為應對氣候變化對發(fā)展帶來的挑戰(zhàn),各國政府先后達成《聯合國氣候變化框架公約》《京都議定書》《巴黎協定》等國際氣候公約,逐步建立國際減排合作框架。2021年7月14日,歐盟委員會提出應對氣候變化的一攬子計劃(Fit for 55),承諾在2030年前使歐盟碳排放量比1990年的水平減少55%以上。2020年9月22日,習近平總書記在第75屆聯合國大會一般性辯論上宣布,中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現碳中和[2],該聲明被視為《巴黎協定》簽訂以來最強有力的信號。據統(tǒng)計,2022年全球碳排放量超過368億t,中國全年碳排放量約121億t,約占全球碳排放量的1/3,我國碳減排需求仍較迫切[3]。作為全球電力消費量與碳排放總量第一的國家,電力在我國能源體系中占據主要地位。為了實現“雙碳”目標,我國持續(xù)推進傳統(tǒng)能源產業(yè)低碳轉型,構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)[4]。近年來,可再生能源裝機容量的迅速增長使新能源財政補貼缺口加大,且由于我國能源資源呈逆向分布特征,電網外送能力有限,可再生能源難以就地充分消納。因此,我國亟需建立一套能夠激勵可再生能源生產與消納的機制[5-6]。

合理的市場機制設計能有效實現資源優(yōu)化配置,是協調經濟發(fā)展和碳減排的關鍵環(huán)節(jié)。2015年,我國新一輪電力體制改革全面開啟,著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局[7]。碳排放權交易被視為有效的減排途徑,《京都議定書》中提到各國應通過碳排放權交易機制進行減排[8]。我國自2017年以來陸續(xù)出臺綠證自愿認購、可再生能源消納權重責任考核制、中長期綠色電力交易等一系列可再生能源交易政策,旨在通過市場手段鼓勵可再生能源企業(yè)發(fā)展和促進可再生能源消納[9-11]。電力市場、碳市場與可再生能源配額制下的配套交易機制在政策目標、技術、產品屬性、覆蓋領域等方面聯系密切。開展電力市場、碳市場、可再生能源配額制(簡稱“配額制”)之間的耦合機制建設,有利于引導發(fā)電企業(yè)自主減排、鼓勵可再生能源企業(yè)發(fā)展、促進可再生能源消納,使各市場之間形成合力,共同助力“雙碳”目標的實現[11-12]。同時,多市場耦合交易機制有利于簡化市場程序,降低市場運營成本,提高市場效率。

由于我國碳市場及配額制尚處于起步階段,交易機制不夠完善,電、碳、配額制之間的耦合作用效果較薄弱,且面臨碳配額寬松引起的碳價低迷、企業(yè)認購國內綠色證書的意愿不夠強烈等問題。因此對國內外電-碳-配額制的耦合交易機制進行綜述研究,通過梳理國內外電-碳-配額制耦合交易研究成果及目前實施現狀、政策環(huán)境,總結我國電-碳-配額制耦合交易機制建設面臨的挑戰(zhàn)與后續(xù)方向。

本文首先分析電力市場與碳市場、電力市場與配額制之間的交互機理,歸納國內外電-碳-配額制耦合交易的研究現狀,進而介紹各國碳市場和可再生能源配額制的實際發(fā)展情況。最后,指出國內電-碳-配額制耦合交易機制建設面臨的關鍵問題與挑戰(zhàn),并進行展望,為我國電力市場、碳市場及配額制的后續(xù)發(fā)展路徑提供參考。

1 電力市場與碳市場、配額制之間的耦合作用分析

1.1 碳市場及可再生能源配額制概述

碳排放權交易(carbon emission trading, CET)簡稱“碳市場”,是一個以碳排放權(簡稱“碳配額”)為主要交易商品、遵循總量管控與交易原則的市場機制。一般來說,碳市場可分為一級碳市場和二級碳市場,采用“總量分配+現貨交易”的兩級方式運行[13]。一級碳市場主要是政府監(jiān)管部門對一個或多個行業(yè)提出碳減排要求,確定碳配額總量控制目標以及各行業(yè)碳排放權初始分配方案(主要有無償分配和拍賣交易2種方式),并以配額方式分配給重點排放單位。二級碳市場是指短時間尺度內的碳配額現貨交易市場,市場主體可以根據自己的實際排放情況選擇參與二級碳市場,調整其持有的碳配額,以滿足履約要求[14-15]。納入碳排放履約要求的企業(yè),需要在履約期內繳納一定數量的碳配額,以覆蓋其履約期(通常為一年)內的碳排放總量,未能在履約期考核結束前清繳足夠數量的碳配額,將面臨懲罰措施。

可再生能源配額制(renewable portfolio standard, RPS)是指政府對可再生能源用(發(fā))電量的市場份額作出強制性規(guī)定,并采用罰款等手段懲戒未完成配額義務的責任主體,從而促進可再生能源消納的政策手段[16-17]。目前,世界上多數國家履行配額制義務的責任主體主要為售電公司、電網公司及直接參與電力市場的工商業(yè)用戶。其中,售電公司和電網公司與不參與電力市場的終端用戶簽訂代理購電協議,向不參與電力市場的終端用戶銷售電量,并完成可再生能源消納責任履約。配額制考核有利于激勵履約主體調節(jié)自身用電行為,以促進可再生能源消納,同時激勵可再生能源發(fā)電企業(yè)增加裝機投建,提高機組出力,促進發(fā)電結構綠色低碳化發(fā)展。

在配額制推行的實踐經驗中,綠色電力證書(renewable electricity certificate, REC)交易制度和超額消納量交易作為配額制的配套交易機制,是市場主體完成其配額制履約義務的重要途徑方式。綠色電力證書(簡稱“綠證”)是指可再生能源(含風電、太陽能發(fā)電、常規(guī)水電等發(fā)電項目)生產和消費電量的憑證,其表征可再生能源電量的環(huán)境價值,需要通過市場交易才能將其環(huán)境價值貨幣化。一般而言,1個綠色證書代表1 MW·h的可再生能源電量。超額消納量交易是以可再生能源消納量為標的物開展的交易機制,未完成年度可再生能源消納配額的交易主體向超額完成消納配額目標的主體購買可再生能源消納量,雙方自主確認消納量交易/轉讓價格。基于配額制的強制履約特性,售電公司、電網公司及用戶等履約主體需要向可再生能源發(fā)電商購買綠證或者向超額完成可再生能源消納配額的交易主體購買消納量,以完成其履約期內的可再生能源消納配額,否則將受到懲罰。電-碳-配額制交易框架如圖1所示。

在碳交易及配額制并存的政策環(huán)境下,電力負荷需求量、碳排放配額總量及可再生能源消納責任權重是影響電力市場與碳市場、電力市場與配額制耦合運行的關鍵性要素。相關市場交易主體在考慮自身利益最大化的同時,也受到上述多重政策約束,交易主體在多個市場之間的優(yōu)化決策將相互影響、相互制約。

1.2 電力-碳市場耦合作用分析

火電機組生產電力的過程中,不可避免地伴隨著CO2的排放。因此,電力市場與碳市場在價格聯動和供求關系上存在緊密的耦合作用。引入碳交易后,機組碳排放的外部成本得以顯性化,并轉化為發(fā)電企業(yè)的內部成本。碳排放成本計入電力市場,將會提升低排放火電機組的發(fā)電份額,進而影響電力市場出清結果。例如,碳成本計入前,常規(guī)燃煤機組的邊際成本普遍低于燃氣機組和碳捕集機組邊際成本,燃煤機組在電力市場中具備競爭優(yōu)勢,其發(fā)電份額占比最大。碳排放成本計入后,碳排放強度較大的燃煤機組邊際成本顯著上升,而燃氣機組和碳捕集機組可以通過出售多余部分碳配額獲得收益,某些場景下燃氣機組和碳捕集火電機組邊際成本可能低于常規(guī)燃煤機組,電力市場出清順序發(fā)生改變,碳排放強度低的燃氣機組和碳捕集機組更具備競爭優(yōu)勢。同樣地,電力市場的出清結果能夠在一定程度上決定發(fā)電企業(yè)的免費碳配額及碳排放量,進而影響發(fā)電企業(yè)在碳市場上的決策行為。電力中長期市場的出清結果是初步確定碳排放權配額規(guī)模的重要考量因素[15]。

電力市場與碳市場之間通過市場機制影響發(fā)電企業(yè)的決策行為,主要由電能量價格、碳價、發(fā)電量、裝機容量、碳配額供需比、碳價等變量進行電-碳市場之間的狀態(tài)交互傳導。化石能源企業(yè)在供應電力的時候產生碳排放量,其發(fā)電量越多,碳配額需求量越大。隨著碳配額需求增加,碳配額供需比減小,引起碳價上漲;碳價上漲時,化石能源機組的碳成本增加,化石能源企業(yè)利潤下降,當碳價上漲到一定程度時,化石能源裝機投建趨緩、發(fā)電量減少,相關化石能源企業(yè)的碳配額需求減少,使碳價趨于回落。當電價上漲時,化石能源發(fā)電企業(yè)利潤空間增加,化石能源裝機容量和發(fā)電量增加,市場中的電力供應量增加,電價回落,從而達到動態(tài)均衡。電-碳市場耦合作用機理如圖2所示。

圖2 電力-碳市場耦合作用機理Fig.2 Coupling mechanism of electricity-carbon market

碳排放配額總量的設定對電-碳市場的均衡點影響較大,若碳配額總量設置過緊,高昂的碳排放成本可能會使部分碳排放系數較高的化石能源機組傾向于不發(fā)電,嚴重時可能影響電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定;當碳配額總量過于寬松時,由于碳價格過低,碳市場容易失去約束力,電力市場出清順序由機組發(fā)電成本決定,燃煤機組成為電力市場優(yōu)勢機組,難以起到減少CO2排放量的作用。

1.3 電力-配額制耦合作用分析

在可再生能源配額制(消納責任權重考核制)下,電力市場與綠證市場具有較緊密的耦合作用。對可再生能源發(fā)電企業(yè)而言,綠證交易使其在電力市場售電獲得收益的同時,還能夠獲得出售綠證的收益,這使可再生能源企業(yè)的利潤增加,在電力市場的競爭優(yōu)勢加大,發(fā)電份額增加;同時,綠證收益能夠有效激勵可再生能源發(fā)電企業(yè)增加裝機投建,提高綠色電力供應,促進發(fā)電產業(yè)綠色低碳轉型。對售電公司、用戶等配額履約主體而言,由配額制考核帶來的成本也會影響其在電力市場上的決策行為,進而影響電力市場的出清結果。售電企業(yè)及用戶考慮購電成本和綠證(消納量)交易成本最小的目標以制定最優(yōu)決策。電力市場的出清結果在很大程度上決定了綠證的供應量和需求量規(guī)模,進而影響綠證市場結果。

同樣地,綠證市場與電力市場也呈現動態(tài)均衡關系。例如,隨著電力需求增加,相關交易主體的可再生能源消納責任權重增加,綠證需求量增加,綠證供求關系趨緊,引起綠證價格上漲;綠證價格上漲將導致可再生能源發(fā)電企業(yè)的利潤空間增加,促使新能源發(fā)電企業(yè)增加裝機投建,可再生能源機組發(fā)電量增加,綠證供給量增加,綠證供需比增加,綠證價格趨于回落,最終達到動態(tài)均衡。此外,可再生能源消納責任權重考核決定了可再生能源電量的最小出清規(guī)模。電力-綠證市場耦合作用機理如圖3所示。

圖3 電力-綠證市場耦合作用機理Fig.3 Coupling mechanism of electricity-green certificate market

1.4 碳市場-配額制耦合作用分析

碳市場、配額制均與電力市場存在相互耦合的關系,故碳市場與配額制配套交易(如綠證市場)之間同樣存在耦合作用。例如,在系統(tǒng)負荷需求不變的情況下,當碳配額總量設定較緊時,碳配額供需比下降,碳價上升,火電機組的碳排放成本增加,火電發(fā)電量減少,此時新能源在電力市場中的競爭優(yōu)勢凸顯,新能源企業(yè)中標電量增加,綠證數量也相應增加,綠證供需比增加,綠證價格下降。另外,若配額制設定的可再生能源消納配額目標較高,履約主體的綠證需求增加,綠證供需比減少,綠證價格上升,新能源發(fā)電企業(yè)的利潤空間增加,化石能源企業(yè)利潤減少,在可再生能源機組發(fā)電量增加,系統(tǒng)負荷需求不變的前提下,火電機組發(fā)電量減小,碳排放量減少,碳配額供需比增加,進而引起碳價下降。電-碳-綠證市場耦合作用機理如圖4所示。

2 電-碳-配額制耦合交易研究現狀

近年來,世界各國相繼提出碳中和發(fā)展目標,可再生能源配額制與電力市場、碳市場的耦合交易研究備受國內外學者的關注。

2.1 多市場耦合交易機制設計及機理分析

合理的市場耦合交易機制設計是實現電力市場、碳市場、配額制高效協同的基礎,是促進碳減排和可再生能源消納的重要舉措。在電力市場與配額制的銜接上,已有研究根據我國電力系統(tǒng)實際運行狀況以及現貨市場背景下可再生能源配額制(消納責任權重考核)實施的難點,提出包含電網主體的超額消納量市場設計[18-19]。除超額消納量交易之外,配額制下“證電合一”交易模式的可再生能源市場、“證電分離”模式的綠證市場與電力市場之間的耦合交易均能夠促進可再生能源消納,并提高可再生能源發(fā)電的預測水平[20]。當前我國配額制只考慮用戶消納量,而不評估用戶用電行為對促進可再生能源電量消納的貢獻,不利于激勵用戶積極消納可再生能源。為了提高配額制的實施效果,相關研究提出基于曲線的可再生能源交易實施方式[21],同時設計了可再生能源市場、日前電力市場、實時市場、消納量二級市場及綠證市場之間的銜接機制,進一步發(fā)掘可再生能源的環(huán)境價值。由于電力生產與碳排放具有密切關聯特性,電-碳市場在出清價格、市場成員決策方面相互耦合[22]。綜合考慮碳市場、綠證市場與電力市場之間的耦合關系,已有研究從市場準入、衍生品、交易方、合同電量轉讓等方面提出電力市場、碳排放權市場及綠色證書市場相協調的發(fā)展體系[23],為推進電、碳、配額制協同體系建設提供參考。多市場耦合交易機制如圖5所示。

2.2 電-碳-配額制耦合背景下的交易優(yōu)化研究

在當前碳交易及配額制等政策環(huán)境下,相關交易主體在電、碳、綠證等市場上的最優(yōu)決策存在相互耦合的關系。發(fā)電商同時作為電力市場、碳市場和綠證的參與者,其決策行為將同時影響多市場均衡狀態(tài)下的出清價格和數量,進而使發(fā)電商在各市場之間的優(yōu)化交易策略相互制約、相互影響[22-24]。在交易策略優(yōu)化方面,已有學者考慮發(fā)電商參與電力中長期市場和碳市場的投機行為[25],提出電-碳聯合決策模型,并克服了將碳配額強行分解至各時段和碳交易價格設定為固定值等條件的不足,并利用條件風險價值刻畫由于市場價格不確定性給發(fā)電商帶來的利潤風險,以全面反映電力期貨市場與碳市場間的耦合交易特性。

基于電力-碳市場之間的耦合關系,碳市場對電力市場均衡點優(yōu)化結果的影響也備受關注。相關研究采用雙層均衡模型[26-27]刻畫碳市場背景下的電力市場交易,并求解該背景下的均衡問題,分析碳價對出清電價及機組出力優(yōu)化結果的影響。電力-配額制耦合交易優(yōu)化研究主要采用寡頭競爭均衡模型[28-29]、多主體動態(tài)博弈模型[30]分析配額制對發(fā)電商的優(yōu)化決策及電力市場均衡優(yōu)化結果的影響。

碳配額基準線和可再生能源配額的選取直接影響電力市場、碳市場、綠證市場的均衡狀態(tài),因此制定合理的碳配額基準和可再生能源配額指標對多市場聯合發(fā)展、促進碳減排具有重要意義。文獻[31]基于碳交易、綠證交易對電力市場的影響,以各發(fā)電商收益最大為優(yōu)化目標建立電力市場批發(fā)模型,得到發(fā)電商上網電量及碳配額基準、綠證比例(可再生能源占比)等優(yōu)化結果。文獻[32]建立碳-綠證-電能量市場耦合交易優(yōu)化模型,經過市場出清優(yōu)化機組出力、碳配額基準系數和綠證比例,并從邊際成本角度衡量市場監(jiān)管機構制定碳配額、可再生能源配額基準須付出的經濟代價。此外,已有研究模擬不同場景下發(fā)電廠在電力市場報價及其在碳、綠證市場的優(yōu)化決策,建立以發(fā)電廠和政府機構為主體的雙層優(yōu)化模型,算例表明可再生能源配額制政策和碳交易政策的合理共存有助于電廠在理性決策下實施減排[33]。上述研究基于電-碳-配額制背景下的交易優(yōu)化問題展開,有利于厘清電、碳、綠證等市場之間的交互機理,為耦合交易機制的進一步完善作鋪墊。

2.3 基于區(qū)塊鏈技術的耦合交易模式設計

區(qū)塊鏈作為一種安全分布式數據庫技術,具有防篡改、可追溯、公開透明、去中心化等優(yōu)點[34-35],其關鍵技術如去中心化的數據管理、具備先進加密技術的數據存儲、可靈活編程的智能合約,都能夠為目前的碳交易及綠證交易提供先進平臺[36]。當前基于區(qū)塊鏈技術的綠證、碳交易系統(tǒng)的相關研究較多[37-39]。區(qū)塊鏈技術在電網綠證交易與碳資產數據管理中潛力巨大,能夠充分挖掘電力數據價值,在綠電追溯、綠證-碳聯合市場等方面也具備充分適用性。

在電-碳-配額制耦合交易方面,相關學者采用跨鏈交易技術開展電-碳市場交易框架[37]及日前電力市場-碳-綠證交易[38]協同運行的研究,并驗證這一技術的可行性。此外,文獻[39]提出了一種基于區(qū)塊鏈的點對點交易框架,用以進行電能和碳配額的交易,該機制能夠利用銷售價格引導消費者調整自身消費行為,實現區(qū)域電力平衡和緩解碳排放。文獻[40]基于區(qū)塊鏈技術的透明度和可靠性,設計了一種新型激勵機制——綠色比率方案,以激勵消費者自愿參與綠證交易。

為了加強碳市場和綠證市場的銜接,已有研究采用區(qū)塊鏈智能合約和以太坊平臺建立碳-綠證聯合市場,通過全局優(yōu)化碳資源和綠證以激勵可再生能源發(fā)電[41],算例表明該機制能夠有效減少CO2排放量。針對傳統(tǒng)權益證明共識機制中的N@S攻擊問題和獎勵分配的公平性問題,文獻[42]采用適用于聯盟鏈的PoCT(proof of carbon taken)共識算法,建立碳-綠證聯合激勵機制,激勵市場主體參與碳交易與綠證交易,促進碳減排、鼓勵可再生能源并網。綜上,區(qū)塊鏈技術在碳、綠證交易數據管理、市場聯合交易機制建設方面具有廣闊發(fā)展前景,區(qū)塊鏈技術的應用有助于推進我國電-碳-配額制耦合機制的建設,從而助力“雙碳”目標的實現。

3 國內外碳市場與配額制實踐現狀

3.1 歐洲碳市場及配額制現狀

3.1.1 歐盟碳市場發(fā)展現狀

歐盟碳市場(European Union Emissions Trading System,EU Ets)是全球規(guī)模最大的一個跨國界碳市場,采用總量管制的交易體系,政策制定者每年對碳市場覆蓋區(qū)域內允許的排放量設定一個限制(或“上限”),并逐年降低該上限值,使碳市場的CO2減排效果凸顯。在碳排放上限范圍內,監(jiān)管機構通過免費或拍賣的方式將碳配額分配給企業(yè)。

歐盟碳市場具有強制履約特性,其履約周期通常為一年。在歐盟碳排放體系下,具有履約義務的企業(yè)必須清繳足夠的碳配額以覆蓋其年度碳排放量。如果在履約考核期截止時,企業(yè)清繳的碳排放配額仍低于其年度碳排放量,則將以100歐元/t的懲罰價格購買額外的碳配額。

目前為止,歐盟碳市場一共經歷了4個發(fā)展階段[8,43]:

第1階段(2005—2007年):該階段中,溫室氣體覆蓋范圍包括歐盟的28個國家,覆蓋20 MW以上電廠、煉油、煉焦等10個行業(yè);碳配額的免費配額占比為95%。碳金融產品以碳排放配額(European union allowances, EUA)為基礎產品,同時發(fā)展了遠期、期貨、期權等碳金融衍生品。碳市場設有懲罰機制,罰金價格為40歐元/t。

第2階段(2008—2012年):該階段中,免費碳配額占比達90%,覆蓋范圍增加挪威、冰島和列支敦士登三國,覆蓋行業(yè)增加航空業(yè)。在2008年的經濟危機下,企業(yè)碳排放量大幅減少,創(chuàng)造了大量的配額盈余,該階段碳價格被壓低。為改善這一問題,碳市場懲罰價格增加至100歐元/t。

第3階段(2013—2020年):該階段中,歐盟的碳配額總量不再由各成員國政府制定,而是由歐盟組織層面統(tǒng)一制定碳排放總量上限,并以1.73%的比例逐年線性遞減,從而改善前2個階段中碳配額供過于求、碳價低迷的局面。在碳配額分配方式上,根據行業(yè)性質進行差異化分配,電力行業(yè)碳配額為100%拍賣。其余行業(yè)的2013年免費配額與拍賣配額分別占80%與20%,預計2030年免費碳配額占比將下降至30%。為了應付過剩配額,歐盟先后采取了臨時削減拍賣配額的Backloading政策和市場穩(wěn)定儲備機制(market stability reserve, MSR)[44]。

第4階段(2021年至今):免費碳配額占比將逐年減少2.2%,后續(xù)將根據2030年碳減排目標進一步縮減碳配額上限。

3.1.2 歐洲可再生能源配額制現狀

從2001年歐盟首次發(fā)布2001/77/EC號指令后,又于2009年及2018年分別發(fā)布可再生能源指令[45],旨在促進可再生能源發(fā)展。各成員國亦通過本國法律制度提出發(fā)展目標。歐洲綠證交易于2002年開始實施,歐洲綠證的正式名稱為來源擔保證書(guarantee of origin,GO),GO證書由歐盟成員國的國家簽發(fā)機構發(fā)行和登記,并聯合組建了簽發(fā)機構協會(Association of Issuing Bodies,AIB),共同建立“歐洲能源證書系統(tǒng)(European energy certificate system,EECS)”。目前歐洲以歐盟為主形成“GO”綠色證書自愿市場,各國亦有自主制定的配額(如瑞典、挪威)、電價或溢價政策(如英國、德國),基本相互獨立運行。2012年,挪威-瑞典聯合綠證市場建立,提出2020年底前完成兩國可再生能源發(fā)電量提升26.4 TW·h的目標[46]。

歐洲綠證有效期為12個月,即頒發(fā)的證書必須在出具之日起的12個月內交易或取消,否則證書過期,從系統(tǒng)中撤回。1個歐洲綠證代表1 MW·h可再生能源電量的使用,當用戶從綠證市場購得證書時,證書將在登記處注銷,只有在證書從注冊中心注銷后,證書屬性才生效,此外,歐洲綠證交易系統(tǒng)允許跟蹤所有權,以此確保證書的環(huán)境價值不會被重復計算[47]。

3.2 美國碳市場及配額制實施現狀

3.2.1 美國碳市場現狀

美國從20世紀70年代就開始排污權交易,并將排污權交易的經驗應用到了碳市場中。1963年出臺了《清潔空氣法》及其修正案,首次將總量控制與排放交易制度法律化[48]。美國碳市場是跨界型和區(qū)域型碳市場結合的多層次碳交易體系,跨界型的洲際碳市場有西部氣候倡議(western climate initiative,WCI),區(qū)域型有區(qū)域溫室氣體倡議(regional greenhouse gas initiative,RGGI)和加州碳市場(California’s cap-and-trade program,CCTP)等。

美國RGGI協議于2005年簽訂,覆蓋范圍包括康涅狄格、特拉華等9個州。RGGI碳市場于2009年正式啟動,僅面向電力行業(yè),旨在減少電力行業(yè)CO2等溫室氣體排放。WCI是由包括加州在內的美國西部7個州和加拿大中西部4個省聯合簽訂成立的氣候協議,建立了涵蓋多行業(yè)的跨界型碳市場,WCI自建立以來發(fā)展迅速,根據路孚特碳市場年度回顧,2019年WCI交易額達207.4億歐元,占世界總額的10.7%,交易量為13.8億萬t CO2[43]。加州碳市場于2012年啟動,允許電站、工廠、煉油廠買賣碳配額,加州碳市場是WCI中的重要部分,其覆蓋了加州80%的溫室氣體排放。

在碳配額分配方式上,RGGI的初始分配方案分為2層:第1層基于各州歷史碳排放量,綜合考慮用電量、人口等因素將配額分配到各州;第2層是各州政府監(jiān)管部門將碳配額分配到各電廠,采用公開拍賣等交易形式進行分配,配額拍賣以季度為周期開展,各電廠的配額履約期為3年。加州碳市場配額分配方式以免費和拍賣為主。RGGI和加州碳市場的碳配額總量設定均根據減排目標逐年遞減。2021年起,RGGI年度碳減排系數由2.5%提高為3%;同樣,加州碳市場的年度碳減排系數由第1階段的1.9%提高到第4階段的4%[8]。在碳價格穩(wěn)定機制設計方面,RGGI和加州碳市場均設置了碳價格閾值,避免碳價出現波動幅度較大的情況。

3.2.2 美國配額制現狀

在美國,各聯邦州的配額制政策及其配套交易機制均不相同。總體上,以可再生能源電量為標的物開展的市場交易可以分為2種類型:一是基于配額制的強制市場;二是自愿交易市場(簡稱“自愿市場”)。強制市場是各州政府依據配額制相關法律法規(guī)建立的交易機制,旨在幫助承擔配額義務的責任主體實現可再生能源配額目標。配額制是驅動強制市場的核心政策工具,州級配額制要求履約責任主體的可再生電能供應量在規(guī)定期限內(基本為1年)必須達到一定比例,不能按時履約的責任主體則會受到相應的懲罰。配額制所涉及的主要利益相關方包括州政府、監(jiān)管機構(如公用事業(yè)委員會)、發(fā)電商、售電商等,履約主體為售電商。配額制的實施大力推動了美國可再生能源的發(fā)展。目前美國已有29個州、華盛頓哥倫比亞特區(qū)和3個領地實施了配額制,責任主體的數量占美國全部電力零售商的56%;另有8個州和1個領地未提出配額制目標[49]。

自愿市場是在配額制之外為滿足用戶對于可再生電能(簡稱“綠電”)消費的需求而產生的,與強制市場相比較,自愿市場更為靈活,用戶可根據偏好購買不同的綠電產品。在自愿市場獲取綠電的方式主要有公用事業(yè)綠色定價、非捆綁綠證市場等8種方式,非捆綁綠證市場是自愿市場中綠電銷售的最大來源,其占比接近50%。在非捆綁綠證機制下,電能量屬性與環(huán)境屬性分離,用戶可以分開購買綠證和電能量。近年來,由于可再生能源成本降幅大,美國綠證價格下降顯著。

此外,美國建立了完善的綠證追蹤系統(tǒng)(certificate-based tracking systems,CBTS)。在電子追蹤系統(tǒng)中,每張綠證上都列有獨一無二的編號,綠證上記載著主體的相關信息(包括發(fā)電設施位置、設施所有者、裝機容量、交付使用年份、電能生產時間等),市場主體在所屬的地區(qū)性追蹤系統(tǒng)中都需要設立自己的賬戶,綠證可以在賬戶之間轉移,注銷之后仍然可以追蹤。這種追蹤系統(tǒng)具有記錄綠證產生、避免重復計算和追蹤綠證交易及配額完成情況三大功能。

3.3 國內碳市場及配額制實施現狀

3.3.1 國內碳市場發(fā)展現狀

由于中國工業(yè)體系龐大,隨著社會經濟發(fā)展,以CO2為主的溫室氣體排放量增加帶來的負外部性成本急劇增加,碳減排需求愈發(fā)迫切。2013年起,我國陸續(xù)在深圳、上海等8個地區(qū)設立試點碳市場[50];2017年,國家發(fā)改委提出以發(fā)電行業(yè)作為突破口來開啟全國碳市場建設;2021年1月,《全國碳排放權交易管理辦法(試行)》發(fā)布,標志著全國碳排放權交易體系的初步完善;2021年7月16日,全國碳市場正式上線運行。

全國碳市場采用“雙中心”模式運營,上海環(huán)境能源交易所股份有限公司承擔交易中心職責;湖北碳排放權交易中心有限公司負責交易登記結算工作。全國碳市場的交易產品為碳配額,當前主要采用免費分配的方式。按照相關規(guī)定,重點排放單位每年可以使用國家核證自愿減排量(Chinese certified emission reduction,CCER)抵銷碳配額的清繳,抵銷比例不得超過應清繳碳配額的5%。核證自愿減排量是指對我國境內可再生能源、林業(yè)碳匯等項目的溫室氣體減排效果進行量化核證,并在系統(tǒng)中登記的溫室氣體減排量。

在碳配額履約上,《企業(yè)溫室氣體排放報告核查指南(試行)》從適用范圍、核算邊界、碳排放源確定等方面對溫室氣體報告的編制作出規(guī)定,這標志著中國碳配額核查與懲罰機制基本形成。

截至2022年年底,根據相關統(tǒng)計報告顯示,全國碳市場第一個履約周期碳排放配額累計成交量1.79億t。第一個履約周期中,共有847家重點排放單位存在配額缺口,缺口總量為1.88億t,累計使用核證自愿減排量約3 273萬t。總體看,碳市場交易量與碳配額缺口較為接近。

據統(tǒng)計,2021年全國碳市場的配額交易量為3 077.5萬t,最高成交價為62.29元/t,最低成交價為38.50元/t。2022年全國碳市場配額成交量約5 088.95萬t,最高成交價為61.6元/t,最低成交價為50.54元/t。由于2022年并非碳交易履約周期清繳考核年份,因此2022年全國碳市場交易量明顯低于2021年。目前,全國碳市場只納入單一電力行業(yè),配額管制仍較為寬松,相比歐美國家碳市場行情,國內碳交易價格仍處于較低水平。碳配額履約考核流程如圖6所示。

圖6 碳配額履約考核流程Fig.6 Carbon quota compliance assessment flow chart

3.3.2 國內可再生能源配額制發(fā)展現狀

國內綠證制度啟動之初,是為緩解國家可再生能源電價財政補貼的缺口,同時培育國內的綠色電力消費市場。2016年2月29日,國家能源局發(fā)布《關于建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度的指導意見》,指出要建立綠證交易制度,確定了2020年非水可再生能源發(fā)電量的最低占比要求,并提出發(fā)電企業(yè)可以通過綠證交易來完成其非水可再生能源發(fā)電量占比要求。2017年2月3日,國家發(fā)改委、財政部、能源局聯合下發(fā)《關于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知》。2017年7月1日,國家綠證自愿認購交易市場正式開啟。之后,為了進一步提高發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶參與綠證交易的積極性,促進可再生能源發(fā)展和消納,國內陸續(xù)出臺一系列可再生能源配額制的政策文件,包括可再生能源消納責任權重目標、考核主體、可再生能源消納量計量以及履約方式的確定[51-52]。

我國配額制規(guī)定,按省級行政區(qū)域設定可再生能源消納權重,以年為考核周期,消納責任考核主體包括電網公司在內的售電公司、參與市場的電力用戶與具有自備電廠的企業(yè)。承擔消納責任的履約主體通過購買可再生能源電量、超額消納量交易和綠證交易這3種方式完成配額制履約。

綠證自愿認購交易對象為政府機關、企事業(yè)單位、自然人,通過資格審核的陸上風電和光伏發(fā)電企業(yè)作為綠證的出售方,綠證自愿認購主要采用掛牌出售形式。超額消納量交易是指未能完成年度可再生能源消納權重目標的市場主體與超額完成消納權重的市場主體開展交易,交易標的為主體的可再生能源消納量。綠證來源于發(fā)電側,發(fā)電側每生產1 MW·h的非水可再生能源電量,核發(fā)1個綠證。綠證可以參與可再生能源消納責任權重計量,但不能用于超額消納量交易[53]。

根據相關數據統(tǒng)計,2022年,全年核發(fā)綠證2 060萬個,對應電量206億kW·h,較2021年增長135%;交易數量達到969萬個,對應電量96.9億kW·h,較2021年增長15.8倍,交易數量占年度核發(fā)數量的47%。截至2022年,全國綠證累計核發(fā)量約5 954萬個,累計交易量為1 031萬個,占核發(fā)總量的17.316%。盡管這一比例較前幾年已有所上升,但依然表明,綠證的歷史核發(fā)量仍過剩,市場成員的交易活躍性有待進一步提高。

4 國內電-碳-配額制耦合機制面臨的挑戰(zhàn)與展望

4.1 電-碳-配額制耦合機制面臨的挑戰(zhàn)

歐洲、美國等西方國家的碳交易和配額制發(fā)展較早,目前已形成電、碳、綠證市場獨立運營、相互耦合的協同運作機制,市場間的交互作用通過高度開放的市場環(huán)境、共同的市場主體和良好的價格傳導體系完成。而國內碳市場、綠證市場及超額消納量市場建設剛剛起步,目前處于發(fā)展階段,市場頂層設計等方面存在短板。因此,我國電-碳-配額制耦合機制的建設仍面臨許多挑戰(zhàn)。

首先,當前我國碳、電力、綠證與超額消納量市場運行范圍和覆蓋主體不一致。隨著我國電力市場的放開,用戶逐步納入電力市場交易,交易對象涵蓋發(fā)電企業(yè)和電力用戶,而碳市場僅納入發(fā)電企業(yè),且當前我國碳配額總量設定較為寬松,缺乏有效的碳成本傳導機制[54],碳成本無法充分向下游終端用戶傳導,難以進一步挖掘用戶減排潛力。而綠證自愿認購交易中存在大量的自然人,這些自然人并未參與電、碳市場,同時消納量市場僅包括用戶側成員,因此綠證、消納量市場覆蓋主體與電、碳市場存在差異。

其次,當前我國電-碳-綠證市場協同上主要面臨以下挑戰(zhàn):

1)碳市場與綠證市場的交易機制相對獨立,分別由不同的部門管理,碳市場與綠證市場的目標和政策路線存在差異[55],缺乏有效的銜接機制。

2)我國碳配額和綠證的銜接互認體系尚未完善,全國尚未形成統(tǒng)一的綠證-碳減排量折算方法。例如,鑒于我國各地采用不同的碳減排因子,相同規(guī)模的綠證在不同地區(qū)表征為不同的碳減排量,企業(yè)可能面臨收益偏差、碳減排效益偏差和信息不對稱風險。

3)我國當前的可再生能源消納責任權重考核較寬松,綠證市場尚未實現完全成熟運作,綠證市場價格形成機制有待完善,對電力市場價格和碳市場價格的影響較小,電-碳-綠證市場的價格聯動作用不明顯。

另外,現階段我國綠證市場與超額消納量市場獨立運行,且2個市場之間尚未形成信息互聯互通的銜接互認機制,可能出現可再生能源電量被計入用戶消納量之后,該部分電量對應的綠證再次被可再生能源發(fā)電商出售給其他用戶,由此造成可再生能源環(huán)境價值重復計量和過度激勵問題[56],從而影響可再生能源配額制的實施效果。

最后,我國缺乏成熟的綠色電力證書追蹤機制。我國綠證市場啟動之初,綠證只支持一次交易,不允許綠證多次轉讓,因此我國綠證市場對綠色證書交易系統(tǒng)的追蹤功能要求不高。基于市場主體參與綠證交易活躍度較低的現狀,發(fā)改委、能源局等部門相繼出臺政策,在掛牌交易基礎上進一步拓展綠證交易方式(雙邊協商、集中競價等)[56],引導更多主體參與綠證交易,將綠證核發(fā)范圍拓寬至所有可再生能源發(fā)電項目,并允許綠證轉讓交易[57],從而促進可再生能源消費。在綠證轉讓交易下,綠證在履約主體之間的交易流轉次數增加,將導致監(jiān)管部門對履約主體實際消納可再生能源電量的計量工作難度增加,難以追溯綠證交易記錄。盡管我國綠證上具有部分標識信息(編碼、綠電生產時間、綠電生產者等),但仍無法滿足綠證多次交易背景下的追蹤溯源要求。

4.2 電-碳-配額制耦合交易機制展望

電力市場、碳市場與配額制下的綠證、超額消納量市場協同運行能夠有效提高市場效率,簡化市場運行程序,實現碳配額及綠證等資源的全局優(yōu)化配置,有效兼顧碳減排目標、可再生能源消納目標與電力市場經濟最優(yōu)效益。因此,應重點考慮市場之間的耦合關系,研究主體在不同市場決策行為的交互影響,從市場頂層設計、環(huán)境權益產品互認及交易系統(tǒng)建設等方面推進電、碳、配額制之間的聯動機制建設,具體措施如下:

市場頂層設計方面,我國應進一步收緊碳市場配額分配總量上限,逐步引入碳配額有償拍賣機制,降低碳排放免費配額占比,改善我國碳市場管制寬松的現狀。隨著全國碳市場的進一步發(fā)展,鋼鐵、化工、石油等工業(yè)用戶將逐步納入市場,市場主體多元性將增加。未來,用戶市場化電價改革將繼續(xù)穩(wěn)步推進,建立電碳價格傳導機制,由發(fā)電企業(yè)和電力用戶共同承擔減排履約成本,激發(fā)控排主體減排潛力。

應建立碳配額、CCER、綠證、消納量之間的銜接互認機制。例如,從碳減排效果出發(fā),對綠證減排量進行核算,確立綠證與核證自愿減排量CCER之間的折算關系,進而確立綠證與碳排放權的折算關系,實現綠證交易與碳交易在產品體系的銜接,增強碳市場與綠證市場的銜接耦合作用,使碳、綠證市場的協同減排效果增強。另外,應明確環(huán)境權益產品的制度邊界,強化信息互聯互通,如對綠證與可再生能源消納量覆蓋主體范圍重合問題予以考量,建立綠證與消納量核算體系間的聯通和銜接機制,減少面向可再生電能的環(huán)境權益重復認證、多次核發(fā)等風險。

隨著我國綠證市場開放轉讓交易,履約主體可以自行轉讓其持有的綠證,以提高自身收益,主體參與綠證交易的積極性有望顯著提高。在交易系統(tǒng)建設方面,可借鑒歐洲及美國綠證追蹤機制及系統(tǒng)建設經驗,結合區(qū)塊鏈技術可追溯、公開透明、不可篡改的特點,建立基于區(qū)塊鏈技術的綠證追蹤系統(tǒng)。另外,基于區(qū)塊鏈技術開發(fā)電-碳-綠證市場聯合交易系統(tǒng)能夠有效解決市場運行中存在的信息不對稱、履約數據不透明等問題,降低市場參與風險。

最后,碳配額基準線與可再生能源消納責任權重的制定需進一步優(yōu)化。應考慮監(jiān)管機構制定碳配額基準線、可再生能源消納責任權重所需付出的經濟代價,建立有效的評估體系,得到能夠合理兼顧市場經濟效益、減少碳排放量、促進可再生能源消納等目標的碳配額基準及可再生能源消納責任權重,為監(jiān)管機構的決策提供參考依據。

5 結束語

在“雙碳”目標的引導下,電力市場、碳市場與配額制之間的聯系更加緊密。推進電、碳、配額制之間的耦合交易機制建設有利于減少市場運營成本、提高市場效率,更大程度發(fā)揮各市場在碳減排上的協同作用。本文厘清了電力市場與碳市場、綠證、消納量市場機制的耦合關系和協同作用,歸納了國內外相關學者在推進電-碳-配額制聯動體系建設方面的研究成果及貢獻,并對國內外碳市場、配額制政策實施現狀進行歸納總結,梳理了當前階段我國電-碳-配額制協同運作面臨的難點,并從市場頂層設計、環(huán)境權益產品銜接互認、交易系統(tǒng)建設等方面提出展望。