基于碳稅機制的碳市場與電力市場協同建模

黎倩婷，高 輝

（南京郵電大學 自動化學院、人工智能學院，江蘇 南京 210000）

0 引言

在大規模碳減排技術尚未成熟時，將碳排放的外部成本內部化到經濟決策中，碳市場和碳稅均是控制企業碳排放的有效途徑[1]。

目前，我國已經在全國范圍內應用碳交易體系，2023 年1 月碳市場成立以來，碳排放配額累計成交量達2.3 億噸，但整體存在交易意愿降低、交易量大幅回落等問題。很明顯，僅依靠尚未成熟的碳市場單一手段難以保證“雙碳”的實現，如果同時配合碳稅，則可以起到雙管齊下、協同減排的作用，有助于“雙碳”目標達成[2]。

目前，很多文獻對“電碳”協同發展進行了有益探索，文獻[3]厘清碳市場和電力市場的作用機制及其互動關系，提出促進碳市場與電力市場協調發展的相關舉措；文獻[4]研究碳市場、綠證市場與電力市場的價格形成和市場之間的價格傳導路徑，分析多市場協同作用下電力企業競價策略的差異，并揭示了多個市場間的內在協同機理。

文獻[5]考慮火電廠商的買方、賣方和可再生能源廠商收益因素，提出了全國碳市場與電力市場協同發展機制，并以江蘇省為例構建市場多主體行為決策模型，結果表明全國碳市場的活躍度不足，碳價和碳配額未能對電力企業的碳排放行為做出強有力的約束；文獻[6]為有效提高各發電主體的收益并促進發電側碳減排，提出可再生能源?化石能源機組發電聯盟參與電?碳?綠證交易的雙層優化模型，分析可再生能源發電機組和化石能源發電機組參與電?碳?綠證市場的方式。碳稅作為減少碳排最有效的工具之一，由庇古在《福利經濟學》中首次提出。

目前，征收碳稅的國家及地區不多，因此學術界對于碳稅帶來的影響一直未有明確定論。

對于碳稅機制的研究，現有文獻從兩個方面對碳稅進行了研究[7?13]：

1）碳稅對經濟發展與碳減排及產業結構的影響

文獻[7]構建動態可計算一般均衡模型，模擬分析2007—2020 年計征碳稅對中國經濟和減排效果的影響，提出在消費環節計稅且保持稅收中性，可實現碳稅“雙重紅利”效應；文獻[8]量化了碳稅實施付出的經濟產出代價與減排量關系，并以遼寧省為例，假設2030 年遼寧省碳稅價格為221 美元每噸的情況下，可減少44.92%的碳排放，GDP 損失為5.54%；文獻[9?10]提出碳稅開征能夠起到抑制第二產業發展、提高第三產業占比、促進產業結構優化等作用。

2）碳稅對能源與環境的影響

文獻[11]將能源環境納入到模型中，構建了動態均衡模型，分析在土耳其征收資源稅和碳稅的影響，研究表明碳稅對環境的改善效果遠超過能源稅；文獻[12]采用面板數據和面板分位數模型，分析表明征收碳稅能夠有效減少區域對能源的消費需求；文獻[13]考察碳匯補貼和碳稅政策對林業經濟的影響，提出在合理的價格區間，對碳匯進行補貼和采取有效的碳稅政策將極大促進森林碳匯的發展。

總的來說，以上研究尚未有效關注碳稅機制在碳市場與電力市場協同發展的作用[14]，碳稅機制作為碳減排的有效途徑之一，將來必然在我國能源轉型中發揮重要作用。因此本文聚焦碳稅機制，將碳稅機制與碳市場、電力市場相結合，研究碳稅機制加入兩個市場后碳稅的開征時間及碳稅價格變化對碳減排與電源結構的影響，為未來我國碳稅機制的設立與發展提供思路。

1 碳市場與電力市場耦合框架

結合我國“雙碳”目標，以火力發電企業為研究對象，考慮火力發電企業的機組成本、機組利潤、機組裝機容量及發電量等因素，建立一個碳稅機制下碳市場與電力市場的耦合框架，如圖1 所示。

圖1 碳稅機制下碳市場與電力市場的耦合框架

在政府管控層面，對發電企業實施碳稅機制，并根據碳配額價格波動和碳市場交易發展現狀設定碳稅價格及開征時間。根據碳排總量要求對火力發電企業給予碳配額免費分配，限制火力發電企業的配額總量。

在電力市場層面，電力價格及電力需求影響發電企業的裝機容量及發電量，繼而影響發電企業的成本與利潤。發電企業可根據成本與利潤調整機組發電量或提升發電技術，從生產端減少碳排，繼而影響電力需求與電力價格。

在碳市場層面，由于碳稅價格、碳稅開征時間及碳配額價格會影響發電企業成本，發電企業將根據發電成本選擇購買碳配額或者繳納碳稅。當碳稅開征后且碳稅價格低于碳配額價格時，發電企業更傾向于繳納碳稅，此時碳稅在碳減排中發揮主要作用；碳稅價格高于碳配額價格時，發電企業更傾向于購買碳配額，長期以往碳價會因為供不應求上漲，接近碳稅價格，碳稅對碳配額價格產生了價格引導效應。碳稅制度對碳交易中的碳價起到“穩定器”的作用，能夠解決碳市場碳減排失靈的情況。

2 基于碳稅機制的碳市場與電力市場協同建模

系統動力學是建立在各因素的因果關系和反饋的基礎上，分析系統內部各變量之間的反饋結構關系來研究系統整體行為，能全面展現碳稅機制與碳交易協同發展后各因素對電力市場和碳市場的影響[15]。延續系統動力學思路，在厘清碳市場與電力市場耦合關系的基礎上，運用系統動力學理論分析基于碳稅機制的碳市場與電力市場協同發展的因果關系，并據此構建基于碳稅機制的碳市場與電力市場協同發展的系統動力學模型。

2.1 模型假設

本文所建系統動力學模型需在特定的環境下運行，模型假設如下：

2.1.1 碳稅機制

1）納稅主體主要是擁有燃氣機組與燃煤機組的發電企業，不涉及居民；

2）碳稅為獨立的碳稅稅種，征稅范圍僅限二氧化碳；

3）碳稅計稅的依據為二氧化碳排放量，由企業消耗的不同化石燃料的數量與相應碳排放系數進行計算；

4）超額排放的企業需繳納碳稅或購買碳配額，碳稅初始價格為100 元/t，后續逐年增加，碳稅價格上限為400 元/t。

2.1.2 碳交易市場

1）碳配額只能在當前履約期使用；

2）碳交易的主體為發電商，分為購買碳配額的發電廠商和售賣碳配額的發電廠商；

3）初始碳配額價格為40 元/t，設定碳配額價格的上限為600 元/t，下限為10 元/t；

4）碳市場主體免費碳配額為基準碳配額，基準碳配額與機組裝機量有關。

2.1.3 電力市場

1）電力市場是一個完全競爭的市場，買方和賣方均是價格的接受者；

2）電力價格影響電力供給，電力價格影響電力需求，電力供給和電力需求又同時作用于電力價格。

3）根據電力市場調查報告對電力價格初始值進行定價，初始電力價格為0.38 元/（kW·h），設定電力價格的上限為0.75 元/（kW·h），下限為0.33 元/（kW·h）。

2.2 因果關系分析

本節構建了一個包含碳稅機制、碳交易市場與電力市場的因果關系圖，如圖2 所示，該因果關系圖包含4 個負反饋。

圖2 碳稅下碳市場與電力市場耦合因果關系

1）電力供需負反饋：電力價格上升帶來電力需求降低，即供給大于需求；電力價格下降后又帶來電力需求增加，電力市場供需處于微平衡狀態。

2）電力市場燃氣與燃煤機組火電生產：碳配額價格和碳稅價格上升使得燃氣機組與燃煤機組成本上升、利潤下降，在利潤驅動下燃氣與燃煤機組裝機容量減少，燃氣機組火電發電量隨之下降，導致機組對碳配額需求減少。

3）碳交易市場供需負反饋：燃氣機組與燃煤機組火電發電量增多會使得自身配額需求量增加，持有的可出售碳配額減少，碳交易市場主體對碳配額需求增加，碳配額超額需求減少。在碳市場供大于求的情況下，碳價下降，碳排放權賣方減少電力生產，碳配額的供給又增加。

2.3 系統動力學模型仿真

基于上述因果分析，進一步構建基于碳稅機制的碳市場和電力市場耦合的存量流量圖，模型采用DYNAMO 語言，如圖3 所示。

圖3 基于碳稅機制的碳市場與電力市場協同的存量流量圖

基于變量間的關系，在VensimPLE 軟件中設定了變量間的函數關系，包括積分函數（INTEG）、延遲函數（DELAY1）、平滑函數（SMOOTH）與邏輯函數（MIN），模型中的變量分為狀態變量、速率變量、輔助變量、外生變量和常數五大類。

2.4 模型參數設定

模型主要參數建模如下：

1）狀態變量方程為：

式中：Vcp為碳配額價格變化；Pc0為ET 初始價格；Ec為碳配額超額需求；In、Ik分別為燃氣機組與燃煤機組裝機容量；in0、ik0為燃氣機組與燃煤機組初始裝機；re為電力需求增長率；Pc為碳配額價格；tn、tk為燃氣機組與燃煤機組裝機年利用小時數；Qb為買方所持有的碳配額；Qt為被賣出的碳配額；Dc為碳配額需求；Qs為賣方所持有的碳配額；Sc為碳配額供給。

式中：Vep為電力價格變化；pe0為電力價格初始值；Ee為電力超額需求。

2）速率變量方程為：

式中：Ec為碳配額超額需求；qpc為碳配額預計購買量；qsc為碳配額預計銷售量；Sc為碳配額供給；G為GDP；e為電力行業占比；Dc為碳需求；Qc為火電發電量；c為二氧化碳排放因子。

式中：Ee為電力超額需求；Pe為電力價格；Se為電力供給。

3）輔助變量方程為：

式中：Cn為燃氣機組發電成本；Pct為碳稅價格；An為燃氣機組基準碳配額；Qn為燃氣機組發電量；Pc為碳配額價格；Ck為燃煤機組發電成本；Ak為燃煤機組基準碳配額；Qk為燃煤機組發電量。

式中：Vcp為碳配額價格變化；Pe為電力價格；Se為電力供應；Qn為燃氣機組發電量；Qk為燃煤機組發電量；l為網損。

4）外生變量方程為：

式中：G為GDP；g0為GDP 初始值；rG為GDP 增長率。

3 算例仿真

3.1 場景設置

根據國家能源局、數據統計局以及數據的全面性與可獲得性，本文均以2020 年數據為基礎，模型中主要參數如表1 所示。其他參數來自文獻[15?16]。

表1 主要參數設定

仿真時間為120 個月，模擬未來10 年內模型中火電機組發電成本、火電發電量以及裝機量與碳配額價格等關鍵變量的變動趨勢，具體的場景設置如表2 所示。

表2 情景設置

3.2 基準情景分析

基于情景1 和2，重點分析碳稅機制在碳市場與電力市場協同發展中對火電機組發電成本、火電發電量以及機組裝機與碳配額價格波動對碳排的影響，得到了以下結論：

3.2.1 機組發電成本

由圖4、圖5 可知：情景1 中，燃氣機組和燃煤機組成本均表現出先增長后在區間內穩定波動的趨勢，這是由于碳配額價格波動引起機組發電成本波動；情景2中，受市場主體碳配額價格和碳稅機制協同減排的影響，燃氣機組與燃煤機組成本處于穩定上升狀態。相較于情景1，情景2 機組發電成本較高，燃氣機組與燃煤機組發電成本分別提高了119.6%、224.5%。

圖4 情景1 與情景2 的燃氣機組發電成本

圖5 情景1 與情景2 的燃煤機組發電成本

3.2.2 機組發電量與裝機

由圖6 和圖7 可知，受電力需求與社會經濟影響，兩個場景中的機組發電量與裝機容量在10 年內穩步上升。但較于情景1，情景2火電發電量更少，燃氣機組與燃煤機組發電量分別減少了11.39億kW·h、284.54億kW·h，裝機容量則分別減少了0.05 億kW、0.90 億kW。這是由于情景2 中火力發電企業在碳交易機制與碳稅機制協同下，火電機組發電成本變高，導致火電發電量與裝機量減少。

圖6 情景1 與情景2 的燃氣機組發電量與裝機量

圖7 情景1 與情景2 的燃煤機組發電量與裝機量

3.2.3 碳配額價格

由圖8 可知，情景1 中，由于火力發電企業碳配額余量充足，碳配額供需不平衡導致碳市場主體參與交易的活躍度不高，碳配額價格低迷，碳配額價格在0～25 月期間處于緩慢增長，在26～91 月期間出現一段時間的下降，之后出現短暫上升后又緩慢下降；情景2 中，碳配額價格在0～25 月期間處于緩慢增長，26～58 月期間在200 元/t 附近波動，第59 月后碳配額價格達到價格上限，這是由于在碳稅價格高于碳配額價格時，機組基于減排成本考慮轉向購買碳配額，碳配額供不應求后價格迅速達到上限而導致。

圖8 情景1 與情景2 的碳配額價格

綜上所述，單一碳交易市場機制下，燃氣機組與燃煤機組的發電成本較低，火電發電量更高，減排效果稍差，機組擁有碳配額余量過剩且碳排約束強度不夠，導致碳配額價格低迷，碳交易市場出現價格失靈，碳交易市場積極性差，無法為減排提供足夠動力；碳稅與碳交易協同減排機制下，燃氣機組與燃煤機組的發電成本較高，火電發電量更少，減排效果較好，碳配額價格波動不大且后期穩定在價格上限，表明碳稅價格在碳交易中可以為碳配額價格托底，防止碳交易市場失靈。由此可見，單一碳交易市場有可能出現價格失靈，導致火電企業減排積極性下降，存在局限性，碳稅機制與碳交易協同對于碳減排效果更好。

3.3 綜合情景分析

3.3.1 碳稅價格變化

基于上述參數和情景設置中的情景3～情景5，分析基于碳稅機制在碳市場與電力市場協同運行下不同碳稅價格對于火電機組發電成本、火電發電量與機組裝機量的影響，如圖9～圖11 所示。

圖9 情景3～情景5 的火電機組發電成本

圖10 情景3～情景5 的火電發電量

圖11 情景3～情景5 的火電機組裝機量

由圖9～圖11 可知，隨著碳稅價格增加，燃氣機組與燃煤機組的發電成本隨之增加，火電發電量與裝機量隨之減少。在第120 個月時，情景5 相對于情景3 的發電成本分別增加12 487.8 元、97 501 元；火電發電量減少了215.75 億kW·h，燃氣機組與燃煤機組的裝機容量分別減少了0.05 億kW、0.65 億kW。表明碳稅價格上漲對于碳減排與抑制火電發展有明顯的促進作用；然而碳稅價格上漲導致燃氣機組發電成本增加，碳稅價格上漲40 元，燃氣與燃煤機組成本分別提升了9.5%、9.2%，這對于火電機組的收入有負面影響，導致企業生產積極性降低，火電產量下降。

3.3.2 不同碳稅開征時間

基于上述參數和情景設置中的情景6～情景9，分析基于碳稅機制在碳市場與電力市場協同運行下不同碳稅機制開征時間對于火電機組發電成本、火電發電量與機組裝機量的影響。

1）機組發電成本

由圖12、圖13 可知：隨著碳稅開征時間推遲，燃氣機組和燃煤機組的成本花費更少。情景6 中，燃氣和燃煤機組的發電成本在第6 年之后達到了高成本，分別為6.33 萬元、51.48 萬元；情景6 對比情景9，燃氣和燃煤機組的發電成本提升了6.7%、8.5%。火電機組受碳稅與碳配額機制的并行管理的影響轉向產業轉型，提高發電技術，減少碳排從而導致火電企業成本增加。

圖12 情景6～情景9 的燃氣機組發電成本

圖13 情景6～情景9 的燃煤機組發電成本

2）火電發電量與機組裝機量

由圖14、圖15 可知：隨著碳稅開征時間提前，火電發電量與燃氣機組和燃煤機組的裝機容量隨之減少；對比情景9，情景6 中火電發電量減少了417 億kW·h，降低了7.7%；燃氣機組與燃煤機組的火電發電量和裝機容量降低了6.3%、7.8%。這是由于碳稅機制與碳交易協同管理火電企業碳排，火電企業從成本角度出發，通過減少火電裝機來減少碳排放量，繼而控制發電成本。

圖14 情景6～情景9 的火電發電量

圖15 情景6～情景9 的機組裝機容量

總體來說，碳稅開征時間越早，火電企業需要花費的成本更高，開征時間提前5 年，燃氣與燃煤機組的發電成本分別提升了6.0%、6.5%，發電成本增加抑制了火電企業的發展，火電發電量和火電裝機量隨之減少，從而減少電力市場的碳排放，實現能源結構調整，而且火電企業成本變高，導致火電發電量減少。

對比情景9，情景6 中10 年火電機組累計發電成本與發電量分別提高了1 593.1 萬元、107.44 萬億kW·h。這表明碳稅開征時間過早對于社會經濟發展的負面影響較強，在一定程度上會影響能源消費與社會整體發展。

4 結語

本文構建一種基于碳稅機制的碳市場與電力市場協同的系統動力學模型，運用Vensim 仿真分析了碳稅機制以及不同碳稅價格、碳稅機制開征時間對碳市場主體的影響，主要包括火電機組發電成本、火電發電量以及機組裝機與碳配額價格的變化，得到以下結論：

1）單一碳交易市場下，碳配額價格主要取決于碳市場上配額的供給與需求，火電企業的碳配額余量充足及碳交易價格較低的情況下，火電企業在權衡碳排成本與售電利潤的情況下會選擇不出售碳配額而留著自用，導致碳配額在碳交易市場無法保持價格穩定與持續流通，存在碳泄漏的風險。

2）碳稅價格由政府設定，可根據碳交易價格進行適時調整，但碳交易市場主體必須要為碳排買單。在一定程度上，碳稅可限制交易主體在碳排放權交易市場中的趨利性。

盡管碳排放權交易市場機制能有效地控制碳排放總量，但當碳排放配額成為緊缺品時，交易價格也會水漲船高。碳市場在碳稅機制與碳排放權機制的并行調控下可以實現碳減排，交易主體在減排成本的驅動下更趨向于提高機組發電技術，調整能源結構，從而建立低碳、零碳能源體系。

3）碳稅開征時間越早，火電機組成本越高，火電發電量和減排效果更好；而成本過高會限制電力企業發展，影響電力市場發展。

情景6～情景9 中，情景7 的火電機組成本相對較低，火電發電量與裝機量對比情景1 較少，能實現“雙重紅利”。實際應用時需要根據當下碳市場交易情況與碳配額價格走勢，合理設定碳稅機制開征時間，這樣既可以促進碳減排、火電企業產業結構優化，又能解決碳稅機制對于經濟增長的負面影響，從而使碳稅機制實現“雙重紅利”效應。

基于上述研究，對基于碳稅機制的碳市場與電力市場協同研究還有以下建議：

1）關注多政策影響，圍繞我國“雙碳”目標，加強碳交易政策、減排政策與稅收政策聯動，積極應對貿易與碳減排“捆綁”風險，還需繼續完善碳交易市場，漸進有序地推進碳稅征收，在減排路徑上形成新指南、新經驗。

2）碳稅具有調控功能，但不是萬能的。在調控力度上，碳稅的干預作用不能過強，否則會帶來較大的經濟調整成本和管理成本等負面效應。

建議在碳市場進一步成熟后再考慮碳稅的推出，一方面可以降低對經濟的沖擊；另一方面也可以對碳稅的實施力度有一個較好的把控。此外，應該設定合理的碳稅價格并通過價格補貼或技術援助等方式減輕發電企業一定的減排成本，鼓勵發電企業積極參與碳減排和能源結構調整。