解读【专家PPT】碳中和愿景下全国电力市场与碳市场建设问题

电力是碳减排的主战场

课件开篇把我国碳排放的来源讲得很清楚：能源活动是二氧化碳的主要排放源，约占全部二氧化碳排放量的85%，占全部温室气体排放量的70%，处于绝对主体位置。

在这个主体里，电力部门又是最大的单一部门。原文给出的是：

这意味着，全国碳市场从发电行业起步，既是政策选择，也是排放结构的必然结果。

从时间轴看，我国能源活动二氧化碳排放经历了平稳增长、快速增长、波动增长三个阶段。2019年化石能源燃烧的二氧化碳排放量约占全球的30%，超过欧盟和美国之和。碳达峰到碳中和只有30年，减排速度和力度都比发达国家大得多。

碳市场从发电行业起步并逐步扩围

全国碳市场的起点在2017年12月，《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》发布，标志着以发电行业为突破口的全国碳市场正式启动。2021年2月1日，《碳排放权交易管理办法（试行）》正式施行，首个履约周期随之启动。课件预计，全国碳市场配额将达到33亿吨CO2，覆盖全国CO2排放总量的30%左右。

值得注意的是，这个市场不是静止的。覆盖行业会从发电单个行业，逐步拓展到石油加工及炼焦、化学原料和化学制品制造、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和压延加工、有色金属冶炼和压延加工、造纸和纸制品、民航等行业中年综合能耗达到1万吨标准煤的企业。配额分配初期以免费为主，采用基于实际发电量和供电量的行业基准线法，未来将适时引入有偿分配并逐步提高比例。

交易品种和方式也在演进。初期主要是配额现货交易，条件成熟后再增加国家核证自愿减排量（CCER）及其他交易产品，生态环境部将推进自愿减排交易机制改革，尽早把CCER纳入全国碳市场。

电力市场化改革已经把交易体系搭起来

2015年中发9号文对新一轮电力改革做了总体部署，核心是在政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，在发电侧和售电侧开展有效竞争，实施“三放开、一独立、三强化”。

到课件成稿时，我国已初步形成空间上覆盖省间、省内，时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内中长期交易及日前、日内现货交易，交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等品种的全市场体系结构。省间、省内中长期市场已较为完善并常态化运行。

市场主体数量变化很直观。2019年底，公司经营区域内电力交易平台累计注册各类市场主体14.3万家，是2015年底的近5倍。2019年公司经营区域市场交易电量突破2万亿千瓦时，占公司售电量的46.9%，通过市场竞争降低用户用电成本469亿元。省间交易电量10619亿千瓦时，占公司售电量的24%，推动西部富余电能外送，缓解华北、华东等省份缺电情况。

现货试点把价格信号推到前台

课件用一页篇幅列出八个电力现货市场试点的进度。甘肃、山西在2018年12月27日启动模拟试运行，广东2018年8月31日进入调电试运行，浙江2019年5月30日模拟试运行，福建2019年6月21日模拟试运行，四川2019年6月20日模拟试运行，蒙西2019年6月25日模拟试运行，山东也在2019年6月进入模拟试运行。截至2019年10月，第一批8个电力现货市场试点已全部启动结算试运行。

2020年3月，国家发改委、能源局下发《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知（发改办能源规〔2020〕245号）》，各试点省进一步扩大结算试运行的周期和规模。

现货市场之所以关键，是因为它和碳市场的连接点最直接。碳价作为发电成本的一部分，会改变发电机组在现货市场中的报价顺序，进而影响出清电价。课件用优先次序曲线示意：引入碳价前，边际成本决定谁先发电；引入碳价后，碳价推高化石燃料发电成本，燃料转换和可再生能源的相对位置发生变化。

碳市场与电力市场需要同步推进

课件把两个市场的关系拆成三层：相互独立、有共同主体、通过价格相连。相互独立，是因为碳市场和电力市场形成的根源不同，市场运作通常彼此独立；有共同主体，是因为发电企业同时参与两个市场，碳市场会影响其发电决策和投资行为；通过价格相连，是因为碳价是发电成本的一部分，发电企业在电力市场报价时会考虑碳价，并一定程度上将影响电力市场出清电价。

在此基础上，课件提出四方面协调问题。市场范围方面，碳市场和电力市场都以试点起步，但试点范围不太相同，各省电力市场模式和进度不一，全国碳市场配额机制设计要考虑各地电力市场发展进度；推进进程方面，碳市场启动之初新一轮电力体制改革尚未开展，经过六年改革，电力行业价格机制、交易机制、市场主体都发生较大变化，全国碳市场建设需要和电力市场建设进程相协调。

市场空间方面，课件特别指出要减少两个市场对企业的双重考核问题。价格机制方面，碳成本可通过电力批发市场传递到用户侧，但对保留的发用电计划部分，包括下游销售电价部分，一定程度上需要联动。

绿色交易不止碳一种，协同技术是关键

除了碳交易，电力行业已经开展排污权交易、发电权交易、节能量交易、绿色电能交易等多种绿色交易，未来还可能面临可再生能源配额交易、用能权交易等。课件把碳排放权交易、可再生能源配额交易、用能权交易、排污权交易、发电权交易、节能量交易、绿色电能交易及其他衍生交易放在同一张图里，说明电力企业面对的不是单一市场，而是一组相互关联的绿色交易机制。

要让这些机制不打架，课件列出八大关键协同技术：总量目标协同技术、配额管理及分配技术、MRV（监测、报告、核查）技术、交易系统对接技术、交易品种互认及转换技术、交易结算技术、市场调节技术、市场监管机制。这八项技术覆盖了从目标设定、配额分配到交易结算、监管的全链条，说明市场协同不只是政策口号，还需要具体的技术接口和制度安排。

碳金融从融资工具走向衍生品

课件对碳金融给出狭义和广义两个口径。狭义指企业间就政府分配的温室气体排放权进行市场交易所产生的交易及相关金融活动；广义泛指服务于限制碳排放的所有金融活动，既包括碳排放权配额及其金融衍生品交易，也包括基于碳减排的直接投融资活动以及相关金融中介等服务。

碳金融工具体系分为交易类、融资类、支持类三类。交易类包括碳远期、碳期货、碳掉期、碳期权；融资类包括碳债券、碳资产质押/抵押、碳基金/信托、碳资产托管/回购；支持类包括碳指数、碳保险。课件强调，碳现货是基础，碳期货是关键，从全球看碳期货、期权等碳衍生品交易规模增长很快，已发展成为全球碳市场的主导力量。

从实践时间线看，2014年出现碳配额质押贷款、CCER质押贷款、碳基金、碳配额托管、绿色结构存款、碳配额回购融资；2015年出现碳资产质押授信、借碳、碳指数、碳债券；2016年出现碳配额场外期权、碳配额结构化、碳配额现货远期。金融创新的方向是从“融资产品”向“衍生品”阶段过渡，在碳现货基础上开展碳期货产品设计，推进碳期货市场建设，并建立碳金融风险识别和管理工具体系。

这组数据把碳市场的“底账”摆了出来。能源活动是二氧化碳的主要排放源，约占全部二氧化碳排放量的85%，占全部温室气体排放量的70%。电力部门排放约40亿吨，占能源活动的40%，是最主要的碳排放部门。 放到全球看，2019年我国化石能源燃烧的二氧化碳排放量约占全球的30%，超过欧盟和美国之和。全国碳市场预计配额33亿吨CO2，覆盖全国排放总量30%左右，这个规模决定了它对企业的影响不是局部的。 这些数字连在一起看，逻辑很清楚：排放集中在能源活动，能源活动里电力最大，所以碳市场从发电行业起步。碳市场配额规模和覆盖比例，也直接关系到配额分配方案和履约成本。

这组数据描述电力市场化改革的实际进度。2019年公司经营区域市场交易电量突破2万亿千瓦时，占公司售电量的46.9%，通过市场竞争降低用户用电成本469亿元。省间交易电量10619亿千瓦时，占公司售电量的24%。 市场主体方面，2019年底公司经营区域电力交易平台累计注册各类市场主体14.3万家，是2015年底的近5倍。课件还列出具体构成，售电公司、电力用户、发电企业的新增数量都有明确标注。 市场交易电量占比接近一半、市场主体五年增长近5倍，说明电力市场化已经不是局部试点，而是形成了常态化运行的基础。对碳市场而言，这意味着碳成本向电价传导的通道比以前更真实。

这组数据来自课件对全国碳市场机制设计的说明。发电行业配额分配采用基于实际发电量和供电量的行业基准线法，初期绝大部分配额免费获得，未来适时引入有偿分配并逐步提高比例。 交易模式方面，初期主要开展配额现货交易，条件成熟后再增加国家核证自愿减排量（CCER）及其他交易产品。生态环境部将推进温室企业自愿减排交易机制改革，尽早将CCER纳入全国碳市场。 覆盖行业会逐步从发电单个行业扩展到石油加工及炼焦、化学原料和化学制品制造、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和压延加工、有色金属冶炼和压延加工、造纸和纸制品、民航等行业中年综合能耗达到1万吨标准煤的企业。扩围门槛清晰，年综合能耗1万吨标准煤是判断企业是否纳入的重要标尺。