解读中国碳市场与电力市场化改革---IEA.pdf

碳市场现状：起步扎实但设计仍有保留

中国全国碳市场于2021年7月启动交易，第一个履约期的履约率达到99.5%，这一履约水平说明纳入的发电企业对碳市场的合规要求已经形成了基本响应能力。目前碳市场纳入发电行业，每年覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，约占中国能源体系二氧化碳排放量的40%，配额价格在40-60元/吨二氧化碳之间，折合6-8美元/吨二氧化碳。

从分配方式看，中国碳市场不预先设定排放总量上限，而是采用基于实际产出和排放强度的基准法，根据四类煤电和气电机组类别设定碳排放强度基准来分配配额。初期全部免费分配，报告也指出未来可能引入配额拍卖机制。这种强度基准法加免费分配的组合，意味着碳市场当前对发电企业的约束力主要来自强度对标而非总量约束。

碳价传导机制：从调度到投资的三条通道

报告梳理了碳价机制促进减排的主要途径。首先，碳价使相对低碳的发电技术更具成本竞争力，在经济调度下，纳入碳排放成本后，可再生能源、核电等低碳技术相对于煤电和气电的优势进一步增强，从而在电力调度决策中提高低碳发电的优先级。其次，碳价通过提高低碳技术和资产相对于高碳资产的盈利能力，激励对低碳技术和资产的投资，同时推动高碳资产提前退出。

第三条通道是需求侧。

。报告也指出，碳价信号能否沿这三条通道有效传导，高度依赖电力市场的调度和定价机制是否具有足够的市场化程度。

受管制电力市场对碳价信号的制约

报告明确列出了受政府管制电力市场下面临的多重挑战。在调度环节，通过行政决策决定的电力调度可能无法将碳价格信号完全纳入到调度决策中，这意味着即便碳价上升，低碳发电技术在调度中的优先序也未必随之变化。

在定价环节，受管制的定价机制可能削弱碳价在提高低碳技术利润和投资吸引力方面的有效性，限制碳价格信号的传导及其对需求侧响应的激励。此外，无法传导碳成本可能会使经营现有化石发电资产的企业陷入财务困境。报告由此得出结论：及时对电力调度和定价机制等方面进行市场化改革对全国碳市场的有效性十分重要。

五种情景设置：从反事实到碳市场加强

报告设计了五种情景进行对比分析。反事实对照情景为可再生能源配额制情景，即实施可再生能源配额制但无碳排放权交易制度。当前政策情景为可再生能源配额制-碳市场情景，即基于排放强度、免费分配配额的碳市场，如中国当前实施的碳市场设计。

在此基础上，报告设置了三种碳市场加强情景。碳市场+基准收紧情景基于强度的碳市场，大幅收紧用于配额分配的煤电基准；碳市场+拍卖情景基于强度的碳市场，引入部分配额拍卖；碳市场+总量控制情景设有碳排放总量上限、免费分配配额。在电力市场方面，各情景设定自2025年起实施经济调度、考虑跨省电力交易，非水可再生能源占比目标各情景保持一致，2035年该目标为36.0%。

减排效果：加强碳市场设计可使减排量翻倍

从2020-2035年电力部门二氧化碳排放轨迹看，在当前可再生能源配额制和碳市场政策的作用下，电力部门二氧化碳排放可在2030年前达峰。到2035年，可再生能源配额制情景排放量约为2020年的95%，可再生能源配额制-碳市场情景为93%。

而碳市场加强情景可将排放量进一步压低：到2035年，碳市场+基准收紧、碳市场+拍卖、碳市场+总量控制三个情景的排放量分别为2020年的89%、80%和62%。报告指出，加强碳市场设计可使二氧化碳减排量较可再生能源配额制-碳市场情景中翻倍。从2025-2035年额外减排量的构成看，严格的碳市场强度基准将推动煤电平均效率提升和CCUS部署，而配额拍卖和总量控制将鼓励从煤电向气电以及从化石能源向非化石能源的燃料替代。

发电结构与系统成本：不同设计走向不同

在发电结构方面，报告指出各碳市场加强方案都将加速未配备CCUS的煤电的逐步减少，但将推动电力结构向不同方向转型。从2035年系统总成本看，以可再生能源配额制-碳市场情景为基准，碳市场+基准收紧情景成本高出5.2%，碳市场+拍卖情景（不含拍卖成本）高出1.4%，碳市场+总量控制情景成本差异为零。

碳市场+总量控制情景可在2035年系统总成本与当前政策情景相同的情况下，额外减少8亿吨的二氧化碳排放。报告认为，过渡到基于总量控制的碳市场设计在推动电力低碳转型方面可实现更高的经济效益，因为这一设计将优先推动成本最低的减排机会，特别是可再生能源替代化石能源。

总结：碳市场与电力改革需协同推进

报告的总结强调了全国碳市场和电力体制改革在推动高效发电技术和经济有效地推动电力行业低碳转型方面有强协同作用。在碳市场推动减排的机制上，不同设计对应不同的作用通道：严格的碳市场强度基准主要推动能效提升和CCUS技术应用，配额拍卖和排放总量控制将鼓励燃料替代。

从政策经济效益看，碳市场的经济效益取决于其政策设计。通过引入配额拍卖或设置严格的排放总量上限，碳市场可提供实现可再生能源进一步增长目标所需的经济激励。对于电力行业的企业而言，这意味着碳市场的设计方向——是继续维持强度基准，还是走向总量控制和拍卖——将直接改变不同发电技术的相对竞争力和资产的存续周期。

这组数据反映了中国全国碳市场启动初期的运行面貌。碳市场于2021年7月启动交易，第一个履约期履约率达到99.5%，说明纳入的发电企业对合规要求形成了基本响应能力。纳入发电行业后，碳市场每年覆盖约45亿吨二氧化碳排放，约占中国能源体系二氧化碳排放量的40%。 从价格信号看，配额交易价格在40-60元/吨二氧化碳之间，折合6-8美元/吨二氧化碳。碳市场采用基于实际产出和排放强度的基准法分配配额，不预先设定排放总量上限，初期免费分配，未来可能引入拍卖机制。这些设计特征决定了碳市场当前对发电企业的约束方式与总量控制型碳市场存在明显差异。

这组数据将各情景2035年的排放水平与系统成本放在一起对照。从排放量看，碳市场设计越严格，2035年排放量相对2020年的比例越低：可再生能源配额制情景为95%，可再生能源配额制-碳市场情景为93%，碳市场+基准收紧、碳市场+拍卖、碳市场+总量控制三个加强情景分别为89%、80%和62%。 从系统成本看，以可再生能源配额制-碳市场情景为基准，碳市场+基准收紧情景成本高出5.2%，碳市场+拍卖情景高出1.4%，碳市场+总量控制情景成本差异为零。这意味着碳市场+总量控制情景可以在系统总成本与当前政策情景相同的情况下，额外减少8亿吨的二氧化碳排放。排放降幅最大与成本增加最小在总量控制型碳市场设计中实现了统一。