电力市场遇上碳市场 发电企业何去何从

内蒙古京隆发电有限责任公司 潘海斌 姜世峰 赵志宏 孙 健

2015年3月15日，中共中央国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）文》，被业内称为“9号文”。9号文旨在向发电侧、售电侧以及增量配电等领域逐步引入市场竞争，以优化电力行业的总体资源配置，提升行业整体竞争力。

2020年12月30日，生态环境部正式印发了《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，标志着全国碳排放权交易市场正式启动。发电行业作为首个纳入全国碳市场管控的控排行业，未来发电企业的生产经营决策将不得不考虑碳管控带来的生产经营压力。

本文根据现有的政策基础和市场动向梳理出碳市场和电力市场的建设时间：2011年10月29日，国家发展改革委办公厅发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》；2017年12月20日，经国务院同意国家发改委印发了《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，提出按基础建设期、模拟运行期和深化完善期三阶段稳步推进全国碳市场建设工作；2020年12月30日，生态环境部发布《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，明确在2021年开展全国发电行业碳排放配额交易。

而深化电力体制改革也将在同期有序推进，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）提出，市场建设中后期,电力市场体系比较健全时，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，这对于电力量价的形成机制产生了重要影响。由此分析，全国碳市场“三步走”中的深化完善期与电力体制改革启动现货市场在进度上基本重叠，原有碳市场制度设计中是否考虑到电力转型的风险，企业能否适应碳市场和电力转型同时带来的生产经营压力，亟需进一步的深入研究。

碳市场与电力市场的互动影响

当前电力市场中，机组边际成本隐性决定了最低成本调度，电力交易时电厂的报价取决于其不同发电类型的边际成本。价格优先排序法是按发电厂报价由低到高的排列确定电厂调度顺序的方法，可以反映出短期内发电厂发电的边际成本。由于可再生能源电厂运营成本非常低，因此边际成本较其他发电类型相比为最低、核电次之，化石燃料电厂由于原料（煤、天然气等）价格高所以边际成本最高。

机组边际成本优先顺序直接决定了电力市场竞争中的定价标准，进而调控了电力供应。同样的需求侧也对价格敏感，从节约能源的角度，碳市场鼓励使用清洁能源，传统化石燃料机组生产单位电量可能会支付更高的碳价，考虑碳价后的不同发电类型机组的边际成本将发生改变，进而改变出清顺序：低碳价时绩效顺序不变，而可高碳价则会导致机组边际出清价格增高，提高发电厂报价，导致出清顺序的变化。

碳价对电力市场有影响，同样的电力市场的调整也会对碳价产生影响。例如，因不可抗力或政策因素关停的核电等清洁能源电厂，可能会导致化石能源消耗的增加，其对应的碳排放也会增加，从而推高配额价格；如因自然环境变化等因素导致可再生能源（太阳能、水能、风能等）紧缺，可再生能源消纳比例减少，煤电和气电发电量增加，对碳配额的需求也会提高。电力市场的原材料采购、运输、调控等各方面的市场调整均会对碳配额价格产生影响。如图1所示，电价和碳价之间的相关性非常明显。该图显示了2018年德国电力批发市场电力基本负荷状态下的电价与在2018年12月上缴的碳排放配额的价格。可以看出，在这一时间段内两个价格一直是正相关，相关系数甚至一度达到90%以上。

图1 电价和碳价之间的相关性（资料来源ICE)

在价格机制方面，当电力市场逐渐由计划过渡到市场化交易，发电企业会通过竞争将碳成本传递至用户侧，但对于保留的发用电计划部分，包括下游销售电价部分，一定程度上需要进行联动。碳成本与电价的传导机制从国际经验来看，在欧美、澳大利亚等电、碳市场相对成熟的地区，发电企业通常会采用提高上网电价的方式将参与碳市场交易所增加的部分碳成本传导给下游消费者。如欧盟碳市场中碳成本的50～70%传导至了下游消费者，从而最终影响终端用电行为。由于电力市场价格能够实现碳成本向下游充分传导，碳市场形成的碳价格有利于通过电力市场将低碳发展成本传导至社会层面，促进全社会低碳发展。

国际经验及解决方案初探

可再生能源的选择。理论上引入碳价可以提高可再生能源发电运营利润，吸引更多资金投入可再生能源领域。然而，根据欧盟实际经验，例如德国大力发展风能和太阳能发电，因风能和太阳能是间歇性能源，在不能满足电力需求的时段，电价仍很大程度取决于煤、气成本，而可再生能源发电的供应过剩曾经导致出现负电价的情况（即发电厂需要自己支付电价）。当化石能源发电厂不运行而风能和太阳能占上网发电量的绝大部分时，碳价对电价的影响不大。因此，大多数国家都制定了可再生能源发电的最低电价来刺激可再生能源发展。

发电模式的选择。在碳价的波动充满不确定性的情况下，发电机组在燃料使用方面的灵活性就具有很大意义。欧盟碳排放交易体系实施初期，电力企业更青睐于具有“燃料多样性”的电厂，例如那些既可以燃气发电、也可以使用煤炭和生物质等多种燃料来完成发电的电厂，且这些电厂的位置尽量选在可以就近进行碳捕获与存储的地方。具备上述条件后，电厂就可以根据各种不同的燃料价格和碳价决定其运营方式。

建议发电企业不断强化碳成本意识。根据欧美以及其他地区的经验，建议大型发电企业可以根据发电机的经济效率做出调度决策。根据运行成本对发电机组进行排名，这些成本不仅反映了燃料成本和发电机将燃料转化为电的效率，还包含了碳价所代表的碳排放成本，并随着需求的增长和下降来做出调度决策，以此影响企业的生产运营决策。建议企业不断强化碳成本意识，优先开发利用清洁能源。有关运行成本和效率的测算可以进一步根据碳市场价格预测、电力市场运行模式、以及可再生能源消纳的多元选择等研究实现。

图2 碳价形成前后对经济调度和收益的影响

建议发电企业重视长期市场预测。基于中国电力改革现状，本轮电力体制改革在发电和售电侧引入竞争，考虑机组边际成本并逐步引入竞价机制，促进可再生能源的消纳。发电厂投资的时间跨度很长（通常有几十年），因此电力企业在做投资决策分析时，不仅要考虑当前市场价格因素，还要更加关注长期价格预测。电力企业制定应对策略时，对于碳配额盈余的电厂，可以将碳配额收入投资于终端能效和可再生能源等减排措施，缓解和利用碳市场以及电力市场化对企业带来的影响；对于配额紧缺的电厂，可以通过建立集中竞价市场风险控制优化模型、建立碳价预测等模型，将碳成本合理地通过电价进行下游传导，采取合理有效的风险对冲措施，提高企业盈利能力并降低风险。