全国碳市场背景下电力行业碳价传导机制研究

窦真兰 张春雁 韩 冬 周 炜

国网上海综合能源服务有限公司

0 引言

电力行业是典型的能源密集型行业，2018年我国电力行业的温室气体排放占全社会总量的比例为51.4%[1]，国内外无一例外地将其作为温室气体排放的重点管控对象。在2021 年全国碳市场正式启动后，电力企业的运营成本中将引入碳成本，使得总发电成本发生变化。在自由电力市场中，当发电成本因为碳排放成本的引入而增加时，电价也会随之出现变化，即碳排放成本会以一定的比例传递至终端用户电价侧。由于我国现阶段电力市场的特殊性，电价机制仍保有计划经济时代的特性，这意味着在我国碳交易市场中，发电企业无法向下游消费端转嫁碳成本，必须完全承受包括碳排放成本在内的发电成本波动所带来的风险。

目前，国内主要针对碳市场要素对碳价传导的影响进行了研究。文献[2]研究了欧盟碳市场的初始配额分配方式对电力价格的影响。文献[3]研究了碳成本的传导机制，以我国电力行业为例分析碳成本传递率的主要影响因素。

本文结合欧盟、美国等地电力市场及碳市场现状，分析其碳成本的传导现状，根据我国碳市场及电力市场现状，对碳成本传导问题进行了具体分析，并给出了相关建议。

1 国外主要碳市场的发展现状

1.1 欧盟碳市场

欧盟碳市场（EU Emissions Trading Scheme ，EU ETS）于 2005 年 1 月 1 日启动，是世界上首个跨国碳排放交易体系，也是目前全球影响力最大的碳交易体系。欧盟碳市场实行的是总量管制与交易制度，覆盖了31 个欧洲国家的超过1 万家主要能源消费企业，涉及的排放量为大约50%的CO2以及40%的其他温室气体。截至目前，EU ETS 已完成了三个运行阶段（2005-2007 年、2008-2012 年、2013-2020年)。

1.2 美国碳市场

美国区域温室气体减排行动（Regional Greenhouse Gas Initiative, RGGI）是覆盖美国东北部9个州电力部门的温室气体减排总量控制与交易体系，其重点在于减少电力企业的CO2排放。在配额发放方式上，RGGI 采用了有偿拍卖而不是全部免费发放，拍卖比例高达90%。RGGI在2008 年第一次进行配额拍卖，并从2009 年1 月1 日开始第一个履约期。2013 年起，RGGI 针对第一个履约期运行评估的结果，提出了以缩紧配额总量和更改成本控制机制为核心的改革方案，该方案将2014 年起每年进入市场的配额数量削减了45%以上。受该方案激励，RGGI碳市场重新焕发活力，在改革之后的第一次拍卖即第19期拍卖中，拍卖成交结算价终于脱离底价，提高到2.8美元/t。

美国加州温室气体总量控制与交易体系（CA ETS）是目前美国境内减排力度最大的强制性碳交易体系。2006年由加州政府通过的《加利福尼亚州全球变暖解决方法法案》（简称《AB32 法案》）中要求加州至2020 年需要将温室气体排放恢复到1990年的水平。为实现这一目标，加州政府引入了温室气体总量控制与交易体系。

1.3 韩国碳市场

韩国碳交易市场（KETS）于 2015 年 1 月12 日正式开始运行，是亚洲地区首个国家层面的碳交易市场。韩国碳市场2015 年的碳排放限额是573Mt-CO2e，覆盖了韩国约三分之二的排放，市场规模仅次于欧盟碳市场EU ETS。KETS 与京都议定书相一致，管控CO2、CH4、N2O、HFC、PFC、SF6等6 种温室气体，纳入行业包括钢铁、水泥、石化、冶炼、电力、建筑、废弃物以及航空等23个行业，共约530个企业实体。按照计划，KETS 分为三个阶段，分别是2015-2017年、2018-2020年、2021-2025年。

2 国外电力市场

2.1 欧洲电力市场

欧盟于上世纪90 年代起先后颁布了三个电力改革法案，在发电及售电环节引入竞争机制，电网环节在有效监管下实现公平开放。Directive 96/92/EC 法令明确电力公司的发电、输电和配电业务必须实行财务分离；Directive 03/54/EC 法令明确了用户都有电力供应商的自由选择权，同时要求输、配环节电价由监管机构确定，防止一体化电力企业的垄断行为、不公平竞争和交叉补贴[2]。2009年欧盟又进一步出台新的电力改革法令，新法令从电网独立运营、建立独立的电力监管机构以及完善消费者保护措施三个方面作出了明确的规定[4]。

2.2 美国电力市场

美国由于自身联邦政体的原因，目前没有形成统一的竞争性全国电力市场，截至目前仍由23个州保有发输配售一体的电力市场机制。美国目前竞争性的电力市场可大致分为两类：一类是集中竞价交易市场，通常由区域输电组织或独立系统运营商负责运营；另一类是以双边交易为基础、不集中竞价交易的市场。值得注意的是，美国的发电权及输电权都呈现出分散化的特点，全美目前有数百家发电商，最大的发电商拥有的装机容量不到全国总装机的4%；而电网方面，美国电网公司的数量超过了500家，输电网所有权十分分散[5]。

美国的销售电价由发电价格、输电价格、配电价格和政府性基金组成。各组成部分的形成机制则要根据所处地区的电力市场机制进行区分。在发输配售一体的地区，发输配电价格按照成本加收益的模式进行核算。在存在竞争性电力市场的地区，售电商会基于其包括发电价格、输电价格、配电价格和政府性基金在内的购电成本，加上一定利润后进行销售。

2.3 韩国电力市场

1990年韩国工商能源部公布了《电力行业重组基本计划》，计划分为三阶段逐步推进韩国电力市场改革。第一阶段（1999-2002 年），韩国电力公社（Korea Electric Power Corporation，KEPCO）的发电资产被剥离，成立6 家发电公司，旨在打破KEPCO 垂直一体化经营，引入竞争机制。然而至今，对这6 家公司进行私有化改制还未完成。第二阶段（2003-2008 年），实现批发竞争，剥离电力公社配电/零售部分，重组为6 个地区性配电公司，然后私有化。输电网络对所有市场成员开放，确保输电网无歧视使用。引入大用户的用电选择权，小用户和居民用户由地方配电公司供电。在输配分开的基础上，市场模式采用双向报价电力库模式。第三阶段从2009 年开始，实现零售竞争。每一用户都可以选择供电商。韩国电力市场改革至今，发电侧已经形成了基于核定成本的竞争，批发电价基于成本竞价出清确定，能够反映发电边际生产成本；配售电侧尚未放开，零售电价仍由政府审批制定，采用燃料价格联动机制。

3 国外碳价传导情况分析

对欧洲电力市场的分析可以发现，欧洲电力市场竞争情况、燃料价格、发电目标、需求侧变化以及边际发电机组的技术水平等因素都在共同影响着电价变化。欧洲电力批发市场的现货价格是由边际发电机组的边际成本决定的，这也包括了EU ETS 产生的影响。不考虑技术因素，在完全竞争市场中碳排放成本会通过电价几乎完全传导。而当市场不是完全竞争时，碳价将会基于需求侧的情况通过电价不完全传导或者超额传导。就欧盟目前的电力市场来看，诸如法国、德国等主要欧盟成员国均为形成完全竞争的电力市场机制，法国电价机制采用的是指导电价和市场电价的双轨制。而在德国，作为电价主要组成部分的税费均由政府制定，其市场化程度不高。这导致了欧盟碳市场引入的碳成本并不能完全传导至终端用户侧。需要注意的是，欧盟各成员国同样会通过行政手段对其电价进行管控。2010年，包括法国、意大利、波兰等在内的19个欧盟成员国都对本国的电价进行了相应的管控，这也在一定程度上限制了碳排放成本的传导。

RGGI实施区域都是电力市场建设相对成熟的区域。根据实际电力数据研究，RGGI 的实施对电价带来的波动远小于预期。RGGI范围内三个主要州2003 至2013 年的用电价格加权平均后可以看到，2003 至2013 年三个主要州全行业用电价格增幅率为25%，年增长率为2.5%。而2003 至2013年美国全国全行业用电价格增幅率为35%，年增长率为3.5%。可以看出RGGI 的实施对各类型电价构成的上涨刺激微乎其微。RGGI的实施给发电企业引入了碳排放成本，企业可以在自由电力交易市场中有选择地将增加的成本通过调整电价的方式传导给终端用户。但考虑到RGGI实施初期减排力度相对温和，预先设置的价格触发机制也可避免实施碳交易对电价造成大幅度的影响，且企业对电价的调整基于对生产和市场判断的综合考虑，因此RGGI的实施对区域内电力价格造成的影响有限。

4 我国碳市场及电力市场现状

4.1 我国碳市场现状

2016 年1 月，国家发改委下发《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》，通知主要内容为：全国碳市场第一阶段将涵盖石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等8个重点排放行业，参与主体初步考虑为业务涉及上述重点行业，其2013-2015 年中任意一年综合能源消费总量达到1 万tce 以上（含）的企业法人单位或独立核算企业单位。根据国家发改委测算，预计将有7 000～8 000家被纳入到全国碳市场。

自习近平主席于联合国会议上提出中国二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的战略目标以来，全国碳市场建设全面进入加速期，生态环境部陆续发布了《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）》《纳入2019-2020 年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》《碳排放权交易管理办法（试行）》。全国碳市场有望于2021 年年中正式启动，2225 家发电行业的重点排放单位率先履约，“十四五”期间钢铁、化工等八大重点能耗行业有望全部纳入。

4.2 我国电价机制

我国电价机制正在由政府定价向市场竞争定价过渡。目前，电价政策和电价水平主要由政府价格主管部门制定。电价按电力生产经营环节分为上网电价、输配电价和销售电价。电价由成本、费用、税金和利润构成。

上网电价：2004年以后新投产的燃煤机组的上网电价实行标杆电价，分省按平均成本制定电价标准，随煤价变化而相应调整。

输配电价由政府制定，实行统一政策，分级管理。其计算方式可分为会计成本法和边际成本法两类，前者是结合电网企业在某段时间内的投资以及运行成本来计算输配电费用，后者根据提供输配电引起输配电网未来投资成本的微增变化计算输配电费用。

销售电价与输配电价相同，也由政府制定，实行统一政策，分级管理。它由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成，计价方式包括单一制电度电价和两部制电价两种方式。销售电价按用户性质和负荷特性分类，主要分为居民电价、大工业电价、一般工商业电价、农业生产电价、趸售电价等。

5 我国碳成本传导问题分析

根据国外碳交易市场及我国碳交易试点实践经验，电力企业的免费配额通常少于实际碳排放量。如EU ETS 在第三阶段已全面取消电力行业的免费配额，电力行业必须通过拍卖或市场交易获得所需配额。这意味着碳交易的引入增加了电力企业的开支，成为企业发电的额外成本。作为电力市场参与主体，电力企业倾向于通过调节售电价格，将碳成本或多或少地向电力系统下游传递，实现自身利益的最大化。

一般而言，成本传导的程度与买卖双方的实力对比相关。在卖方市场中，生产者处于强势地位，因而将成本更多地传导到下游；在买方市场中，生产者处于弱势地位，不得不自行消化更多的生产成本以获得市场竞争力。根据对国外电力市场及碳市场的分析，欧洲、美国的电力行业更趋近于买方市场，表现为碳价向电力价格传导幅度较小。

我国电力市场结构具有特殊性。2002 年电力体制改革后，我国在发电端已形成了多主体参与的竞争机制。但在售电端，地方电网公司是电厂所在区域的单一买家，多买多卖的竞争格局并未形成。同时，电力价格形成机制仍保留有计划经济时代的特性，政府部门对电力价格的形成起到了重要作用。因此，在国家不通过行政手段调节成本传递机制的情况下，发电企业基本不存在传导发电成本的可能。这意味着在我国碳市场中，发电企业必须完全承受包括碳成本在内的发电成本波动所带来的风险。

在我国现行体制下，碳成本的不可传导性对电力企业的利润产生较大影响。当前，我国电价形成机制主要是根据政府制定的标杆电价浮动形成。各省市的标杆电价，则根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定。目前由碳市场引入的碳成本并未作为标杆电价的制定依据，碳成本的不可传导性将使得发电企业面临亏损的困境。当度电边际收益为负值，发电企业的发电行为都将造成更大的亏损，使企业丧失发电积极性。部分企业甚至可能通过检修等方式减少发电，造成区域内的电力缺口。

从宏观上看，我国社会用电量的变化趋势一定程度上也反映了中国经济形势，因此企业实际发电量与社会经济有着正相关关系。同时，碳排放量与用电量有着显著关联。在社会经济形势好于预期的情况下，全社会碳排放量也会随之增高，因此碳配额的价格通常会随之升高，电力企业由于实际发电量高于预期，需要以更高的价格购买更多的配额；相反，如社会经济形势不如预期，则全社会碳排放量减少，碳配额价格通常会因此降低，发电企业实际发电量低于预期，购买配额数量减少或存在配额富余。因此对发电企业而言，实际发电量的变化具有放大效应，易放大碳成本，造成企业配额缺口与碳价同升同降的情况，导致发电企业因碳成本大幅波动而蒙受损失。

6 建议

建议在电力市场改革过程中，平稳有序放开燃煤发电上网电价，在过渡阶段中，可将碳价作为制定标杆电价的考量因素。在全国碳市场建设及电力市场化成熟后，形成碳市场与电力市场的联动机制，电力市场中交易信息除了需要反映电量、电价等基本信息外，同样需要反映供电方的电力排放因子，为区分不同用电企业用电间接排放提供支撑。