面向“双碳”目标的碳电市场融合交易探讨

吉斌，孙绘*，梁肖，刘妍，李凡

（1.南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司），南京211106；2.国电南瑞科技股份有限公司，南京211106；3.国网安徽省电力调度中心，合肥230000；4.国网渭南供电公司，陕西渭南714000）

0 引言

全球能源行业碳排放量再次刷新记录，使气候不断恶化和自然灾害频发，人类可持续发展面临新的挑战［1-3］。我国积极履行《巴黎协定》，提出“3060双碳目标”，并针对高耗能行业和企业开展“碳达峰、碳中和”行动方案的研究和部署，其中电力行业是全国碳市场首批碳交易面向对象，需要开展碳电联合交易的市场机制探讨。

我国碳排放权交易（以下简称碳权交易）市场的研究尚处于起步阶段，主要集中在碳权交易影响因素、价格预测以及交易机制的研究［4-9］，缺少与碳权交易市场上下游业务场景的关联交易研究，很难推动“双碳”目标的实现。文献［4］以中国为案例在市场信息不对称的情况下，分析了石油对碳权配额价格的影响。文献［5-6］从碳权配额机制和政策等因素对碳权市场和持续发展的影响做出分析，提出了碳权市场初期的政策影响作用较大的观点。文献［7］研究了影响碳权交易的主要因素，并以广州碳权交易试点为例进行分析。文献［8］利用最小二乘法并引入环境保护因素，对碳权交易的价格进行预测，给出了一种碳权交易价格预测方法。文献［9］研究了基于碳交易机制，权衡碳信用额的成本和生物质预处理过程的成本权衡方法，指出碳权机制对市场成本的影响。所以，需要结合当前碳权交易市场研究成果，开展碳权市场与相关业务（包括电力、钢铁、碳捕集等）市场的联合研究，满足碳权市场发展的需求，发挥市场效力。

我国电力市场的实际运行相对比较保守，但针对新挑战的电力市场研究已经由发电侧向负荷侧转移，集中式电力交易机制向分布式电力交易转变［10-14］。文献［10-11］结合当前我国电力市场的建设情况、试点进展以及存在的问题进行了探讨和分析，为我国后续电力市场化发展和改革提供支撑。文献［12-13］结合新技术对面向负荷侧市场主体的分布式电力零售交易机制进行了研究，为纳入负荷侧市场主体的电力交易市场应用提供参考。文献［14］以维护电力市场稳定为前提，开展面向负荷侧市场主体参与电力交易的电力碳权联合交易应用的研究，但未深入研究碳权的交易机制和方式，从而指导工程实践意义不足。能源电力行业的市场化发展，为碳电市场化应用融合发展提供了市场基础和政策指导，但目前电力市场与碳权市场的交易融合运行方式尚不清晰，需要针对碳电市场的联合交易运行方式进行研究。

从以上研究可以看出，电力市场和碳权交易均处于转型的关键阶段，将两者联合共建，实现“1+1＞2”的市场效益。所以，针对电力市场与碳权市场的联合方式、市场机制、市场运行模式进行探讨有一定必要性。本文围绕碳电市场联合方式、机制以及运行模式进行研究，以节能减排为前提，提出电力市场与碳权市场耦合方式；根据电力市场与碳权市场特征，提出电力市场与碳权市场的联合运行模式；结合电力交易与碳权交易的市场需求和运行模式设计了联合出清的市场机制；最后通过算例对本文所提运行模式下的交易市场机制进行验证，并进行经济性和节能减排效果的讨论。

1 碳电市场联合方式

1.1 电力市场与碳权市场的关系分析

近年来，我国电力市场快速发展，目前已经建立中长期电力市场，正在试点运行现货市场以及调峰辅助服务市场，为更好地满足“双碳”目标的要求，未来电力市场将体现如下特点：（1）电源侧新能源发电接入比例不断提高的波动平抑任务；（2）电网侧发挥枢纽功能，提供可再生能源并网消纳的安全传输通道；（3）负荷侧改变电力负荷“刚性”特征，引导电力负荷具备“弹性”。

根据“双碳”目标的约束要求，电力系统的安全与经济调度将面临更多挑战，首先碳电市场存在不协调，主要表现在部分参与碳权市场的可再生能源无法参与电力市场，“不对称”的碳电市场的协调程度和运行效率难以满足“双碳”目标的发展；其次，针对不同类型电力市场的电力主体市场行为与碳权市场对应主体的碳权配额量缺少对应关系。而不对称的碳电市场将影响电力行业对“双碳”目标实现的进度和质量。

“双碳”目标下的电力市场与碳权市场可以通过市场耦合的方式，以碳权市场为基础，核算和交易碳权，设置电力市场的准入门槛和定价模式，将碳权价值通过电力市场形式表现出来，引导新能源装机、负荷用电以及传统发电低碳改造。

1.2 碳电市场的关联方式

碳电市场的关联方式主要有3 种：直接单向关联、直接双向关联以及间接关联，如图1所示。

图1 碳电市场的关联方式Fig.1 Joint operation mode of carbon and power market

直接单向关联是指电力市场与碳权市场分别独立运行，但各自市场进行交易的过程中会接入对方市场的运行业务数据，作为本市场的交易决策数据源。例如电力交易出清匹配时，电力市场主体通过碳排放权修改电力交易出清的电价。

直接双向关联是在电力市场与碳权市场深入融合的背景下，市场主体根据碳电交易的市场机制，参与电力市场与碳权市场并进行市场业务数据的交互，满足电力市场与碳权市场联合运营的需求。

间接关联是指参与电力市场或碳权市场的市场主体在单一市场交易后，通过中间市场数据的转换和交互权限设置，获得电力市场或碳权市场的交易参与权限。例如火电市场主体通过碳权市场交易获得火电开机的碳排放权后，才可参与下一个电力交易周期的交易电量申报。

电力市场与碳权市场的关联方式各具适用范围和特征，直接单向关联方式主要保持各市场独立运行，确保各自业务数据的安全和扩散，部署实施较为简单，但很难深入融合电力交易和碳权交易的市场；直接双向关联方式彼此开放数据交互权限，提高了电力交易与碳权交易的市场融合程度，能够丰富各自市场交易类型和交易内容，但需要做好数据权限管理和市场机制设计；间接关联方式通过中间环节（例如利用区块链的平行链方式隔离电力市场和碳权市场的敏感数据直接交互，通过跨链服务实现碳电市场融合的关键数据交互）隔离了电力市场与碳权市场之间的直接数据交互，能够解决数据安全和权限管理问题，但随着市场深入融合，数据交互效率和资源消耗都将制约市场的进一步融合。所以，电力市场与碳权市场关联的方式需要根据市场发展情况和实际数据交互需要，选择最佳的关联方式。

2 碳电市场联合运行模式设计

为深化电力市场与碳权市场的融合运行，本文以直接双向关联方式为基础开展碳电市场联合运行模式设计，交易流程如图2所示。

按照电力交易流程将碳电市场联合交易运行流程分为：碳电系统构建、交易发布申报、交易出清、交易执行、交易结算以及价值转移6个过程。

碳权系统构建主要是对电力交易系统和碳权交易系统的用户模型和系统参数更新配置，碳电交易系统的数据交互为电力交易系统提供碳权约束条件并设置参与电力交易市场主体的准入门槛；电力市场为碳权交易市场提供了发、用电用户模型，为碳权核发和配额提供依据。

在电力市场不断深化的背景下，开展电力双边市场交易有助于市场深化，即碳电交易的前提是买方发布交易需求，卖方针对需求开展交易申报。电力交易系统开放市场，准入交易的电力市场主体发布、申报电力交易，发布申报截止后将市场数据发送给碳权市场。碳权市场根据电力发布申报的信息预核发和配额对应碳权，反馈给电力市场主体。电力交易发布申报截止后，电力交易进入出清阶段，按照电力交易出清机制，分别出清电力交易成交的买卖双方的中标量价。电力交易的出清信息传输给碳权市场，碳权市场根据各市场主体的电力中标数据，按照新能源碳权核发和火电配额碳权机制锁定各市场主体的碳权量并反馈给电力交易系统对应电力出清的碳权锁定量。

电力交易的出清数据信息作为交易执行的依据，依次按照中长期、短期、日前、日内、辅助服务以及备用等市场调用规则，分别执行出清交易内容。但实际交易过程中由于发、用电偏差导致临时不均衡电量，通过备用市场或弹性负荷调度消除发、用电的实际不平衡量，并将实际执行的不平衡量及其涉及的市场主体信息传送到碳权市场。

碳权市场按照碳权核发和配额机制修正并出清本轮电力交易的各市场主体的碳权量，将出清的碳权量反馈给电力市场并开展市场主体间的碳权交易，碳权交易结果作为结算依据分别确定各市场主体的交易费用。

电力交易执行信息按照交易结算规则确定电力市场主体的市场费用，并按照碳权市场规则反馈电力市场主体的核发与配额碳权量，为电力市场的交易准入门槛提供评估和完善的依据。接着，通过金融途径进行电力交易和碳权交易的价值转移，完成碳电联合运行。

开展碳电联合运行是将电力市场和碳权市场关联，通过交易各环节的数据交互，确保电力市场主体同时履行电力交易和碳权交易的市场义务，提高碳电市场融合度。

3 碳电市场交易机制设计

3.1 碳权市场主体交易碳权配置机制

碳电交易市场的光伏电站和火电厂的碳权配额和核发机制参考已有文件与“双碳”目标进行碳电市场联合运行的碳权配置。碳电联合运行的申报、发布、出清阶段的碳权核发与配额按照交易中标的出清电量，分别以全量核发新能源中标电量对应的碳权和按比例配额火电中标电量对应的碳权的原则执行。

当碳电交易执行与交易出清存在差异时，引入负荷侧市场主体响应新能源出力和负荷用电波动的碳权核发与配额原则为：（1）对于响应新能源出力波动，核销新能源波动电量的碳权并核发响应新能源波动电量的碳权给响应市场主体；（2）对于负荷侧电力负荷用电波动时，按照火电出力平抑负荷用电波动电量所对应的碳权量；（3）当新能源电厂过发电量时，通过售电权转让或负荷侧市场主体消纳，对应市场主体获得新能源过发电量的碳权量核发。

3.2 碳电市场交易机制

为实现“双碳”目标，新能源装机容量将进一步增加，传统火电辅助服务市场难以适应新能源出力波动和电力负荷用电波动的双重挑战。同时，传统火电市场主体的“热备用”对“双碳”目标的作用有限，需要通过更加环保的备用容量平抑新能源发电和负荷用电的波动。

随着电力市场不断深入和新技术（如区块链技术）的引入［15-18］，电力双边交易方式和弹性负荷调度越来越受到关注。本文采用双边交易方式开展市场主体之间的碳电交易，将负荷侧的电力用户纳入市场范畴。

首先，根据碳权市场的碳权核发和配额机制锁定电力出清阶段的电力市场主体预核发与配额的碳权量；其次，结合实际电力交易的执行情况，分别修正电力市场交易的执行电量和核发与配额的碳权量。

碳电交易出清阶段锁定电力交易电量和各市场主体的碳权量，根据出清的电力交易中标信息可以确定交易市场主体的电力交易量价，同时根据锁定的碳权量和历史碳权交易供需情况可以确定碳权市场价值。

本文在基于高比例新能源接入的前提下，向负荷侧电力用户开放市场，引导电力用户参与不平衡电量的消纳，碳权市场根据参与市场不平衡电量消纳的量分别核减新能源核发量并将对应碳权核发给响应不平衡电量的市场主体。获得碳电的市场主体通过参与碳权市场将碳权销售给火电机组。获得碳权的火电市场主体按碳排放量申报发电许可并参与电力交易。碳电联合市场交易机制如图3所示。

图3 碳电联合市场交易机制Fig.3 Trading mechanism of carbon and power market

3.3 碳电市场交易出清模型

随着电力负荷智能化水平的提升，可调控的负荷弹性功率随电力新能源装机和负荷容量呈正相关，可以为平抑新能源出力波动提供途径。响应新能源出力波动的负荷功率调节不会产生多余CO2，是实现“双碳”目标的优质可调资源。因此本文以负荷侧电力用户响应电力供需不平衡量，参与电力市场并获得碳权量进而参与碳权市场进行市场机制设计。

响应电力不平衡量的负荷侧市场主体响应能力有限，响应调控功率约束条件如式（1）所示。市场主体该时段下调和上调的交易电量如式（2）所示。

弹性负荷电力响应不平衡电量的交易申报价格约束为

式中：C为市场主体的申报价格；Cmin，Cmax为市场交易申报的最低价和最高价的限制。

面向负荷侧的市场主体调控响应需要根据市场供需情况动态调整交易的结算价格，引入弹性价格，在市场主体申报价格的基础上进行出清价格的调整。电力市场和碳权市场均通过弹性价格实现市场价格的动态调整以确保市场活力，引导市场积极性。电力弹性价格和碳权弹性价格分别为

实际交易动态价格等于用户申报价格与弹性价格组合，分为供过于求和供不应求2种情况，分别如式（6）、（7）所示。

式中：Ct，real为碳电实际交易出清价格；Cs，CT分别为市场主体参与交易的申报价格和弹性价格。

电力交易和碳权交易的双边交易费用出清模型如式（8）、（9）所示。

4 算例分析

以新能源示范园区为例，碳电市场融合交易场景的碳电市场主体包括20 个负荷侧市场主体、2 个光伏电站、1 个火力发电直供线路，园区具备孤岛运行能力。光伏电站出力为40 MW，该时段负荷预计需求电量为80 MW。供需不平衡量为-3.12 MW，各负荷侧市场主体响应电量见表1，不足电量由火电机组提供备用服务。火电市场主体单位发电量的CO2排放量为0.8 kg/（kW·h），电力交易的趸售价格为0.600 元/（kW·h），即：分布式电力双边交易的报价范围为［0，0.600）元/（kW·h）；同理，碳权交易初始价格为0.255 元/kg，分布式碳权双边交易的报价范围为［0，0.255）元/kg。参与市场响应交易的市场主体碳权核发量和碳权交易申报价格见表2。表1、表2的用户申报价格分别以0.396 0 元/（kW·h），0.18 元/kg 为基准值通过Python 程序按照正态分布模拟交易随机报价［3，18］。

当前市场为光伏电站发电出力不足，市场处于供不应求时，市场初期需要通过明显的价格信号引导市场主体参与响应交易，电力弹性因子取0.25，根据式（4）可得弹性电价为0.093 6 元/（kW·h）。按照国家碳权配额机制和碳电市场算例数据，对交易火力发电量的95%进行碳权配额［19］，则火电需要通过碳权市场购买5.600 t碳权量，光伏电站出力波动核退2.096 t 碳权量，用户实际需要核发2.496 t 碳权量，所以碳权交易弹性价格根据式（5）可得0.068元/kg。结合表1、表2 中的交易数据和火电备用电能转换的碳排放率，本文的发电碳排放系数为0.8 kg/（kW·h），可以得到图4所示的各响应市场主体的响应电量与减排CO2的量的关系。

表1 负荷侧市场主体响应电量及申报价格Tab.1 Load‑side market entities'respond to electric power and its bidding price

表2 负荷侧市场主体碳权核发量及碳权交易申报价格Tab.2 Issuance of carbon emission rights made by load‑side market entities and its bidding price

图4 负荷侧市场主体的响应电量与减排CO2的关系Fig.4 Relationship between load‑side market entities'response electricity and reduced carbon emission

由图4可以看出，在光伏电站高比例接入时，引入负荷侧市场主体参与不平衡电量的响应，通过市场交易锁定弹性负荷的可调负荷容量，降低火电市场主体的“热备用”比例，可减少CO2的排放量。

根据负荷侧市场主体响应不平衡电量的情况，按照3.3 节的交易出清模型，可以得出各市场主体参与交易的响应电量与电力交易收益、碳权交易收益以及总收益的关系，如图5所示。

图5 负荷侧市场主体参与交易的响应电量与电力交易收益、碳权交易收益以及总收益的关系Fig.5 Relationship between load‑side market entities'response electricity，profit from carbon emission rights transaction and total revenue

从整体来看，市场机制满足负荷侧市场主体响应越多不平衡电量，就将获得越多碳电市场交易收益的市场规律。同时，引导负荷侧市场主体参与不平衡电量的响应，可以为负荷侧市场主体带来参与电力市场和碳权市场的收益，引导负荷侧市场主体有序、可控地负荷用电。

配电侧负荷侧市场主体的电力交易和碳权交易以双边交易的方式开展，市场主体按照自身情况报量报价，但需要承担交易匹配不成功导致的后果。市场交易的买、卖方收益情况如图6所示。

图6 市场交易的买、卖方收益情况Fig.6 Returns of the buyers and sellers

负荷侧市场主体的碳电收益与响应电量的比值相对于以0.396 元/（kW·h）的电力交易申报价格而言，通过本方案为负荷侧市场主体带来了市场供需不平衡的弹性价格收益、碳权市场收益等，为负荷侧市场主体相对用电增加了较高的收益。相对于趸售碳电联合交易0.855元/（kW·h），通过设置交易申报限价，降低了碳电买方的费用，即通过双边市场的直接交易方式提高卖方收益和买方费用。

相对于卖方，负荷侧的买方有f11，f14，f153个市场主体。相比直接参与趸售市场，电力用户的费用均有一定降低，维护了电力用户的利益。负荷侧买方市场主体参与分布式交易的费用降低率如图7所示。

图7 负荷侧买方市场主体参与分布式交易的费用降低率Fig.7 Cost reduction of the market entities on load side for participating in distributed transactions

根据碳电联合交易出清市场机制，通过市场方式引导不平衡电量的消纳，消纳了不足的3.12 MW电量及火电市场主体对应的2.496 t CO2排放，从而通过碳电联合市场的建设实现新能源高比例安全接入和减排目标。

5 结论

结合电力市场化与“双碳”目标的要求，分别将电力交易与碳权交易相耦合，论述了碳电交易的运行流程和方式，并提出面向负荷侧市场主体的分布式电力交易机制。通过算例量化分析，光伏电站大量接入以后，响应光伏电站发电出力波动的负荷侧市场主体将获得低价使用光伏电站发电的低成本红利，同时可以通过参与试产交易获得电力和碳权的交易补贴，从而进一步降低有序用电的市场主体费用，引导负荷侧积极响应电力系统的不平衡电量，增加可调度的“绿色”弹性负荷资源。为电力市场与碳权市场的联合运行机制设计提供研究参考。

但目前电力市场和碳权市场还处于初级阶段，两者的市场联合运行方式和机制仍需要相关部门明确和支撑，包括：（1）负荷侧市场主体响应不平衡电量的市场机制设计；（2）碳权的核发与配额机制设计；（3）碳电市场联合运行的牵头单位或组织；（4）碳电联合运行市场交易各环节的价格区间确定和论证等问题。