探索电碳协同发展路径 推进能源行业绿色转型

中国海油副总地质师兼中海油研究总院院长 米立军

近年来，“双碳”目标的提出拉开了我国能源体系系统性、根本性变革的序幕，促使我国在新能源项目装机和运行、电力市场、碳市场等领域都取得不同的阶段性进展甚至突破。

“电—碳”市场发展现状及制约因素

电碳协同可以实现电力市场和碳市场在环境权益的核算核查、数据互通、统一认证等方面的有效统筹衔接，并贯穿环境权益的开发、利用、管理各个环节。但是，两个市场在市场元素、交易机制等方面亦存在区别，两者的协调发展尚存在一些问题需要解决。一是电力市场和碳市场分别由能源和环保部门主管，相关政策缺乏协同、体系相对独立、凭证无法互认，既降低了市场运行效率，又增加了可再生能源消纳、碳减排的成本。二是电碳价格传导机制不畅，碳配额造成的成本上升主要由传统发电企业自行承担，尚未在全产业链条之间进行分配，无法通过全社会为碳排放买单从而引导社会层面的节能减排。如果出现传统发电企业机组的大量关停现象，可能危及电网安全；另外价格传导不畅就很难向消费侧传达合理的价格信号，带动用户购买绿电。

“电—碳”市场协同创造价值双翼

电力市场作为促进电力行业碳减排的重要平台，具有传导碳成本、促进清洁能源消纳、调整电源结构、改善用户用电习惯等重要作用，与碳市场具有同样的碳减排目标。国际经验亦表明，单一碳市场作用下，消费者承担的减排成本远比融合市场高。“电—碳”市场协同发展是发现创新价值和兑现创新价值的体现。电力市场利用绿证等政策机制体现可再生能源的环境价值属性，从而促进可再生能源消纳利用。碳市场将碳排放转化为控排企业内部经营成本，导致火电度电成本增加，进而提高可再生能源竞争优势。

电碳协同发展方向和路径

加强电碳协同顶层设计，形成电价和碳价有机融合的体系。国家层面需要组织能源、气候、经济、法律、金融等领域力量，开展新型电力系统下的电力交易应对策略研究、规划“电—碳”市场总体目标及发展思路，建立全国统一市场，完善市场机制设计，形成系统性市场建设方案。加强企业自建新能源电站跨省、跨区交易策略研究，“电—碳”市场的数据信息、信用信息及监管信息互通策略研究，“电—碳”市场消费互认策略研究。

建立健全“电—碳”市场法律法规与政策体系。目前，电力市场和碳市场建设分别由不同的国家部委负责推进，在实际工作中需加强政策协调。一是增强两个市场在目标任务、建设时序、引导市场主体行为改变等方面的一致性。二是推动电力行业控碳、减碳政策关联耦合、彼此配套，尤其是可再生能源相关政策。绿证对可再生能源电力全覆盖后，要协调好可再生能源配额制、绿证交易和CCER 交易之间的衔接关系，要避免重复激励和考核。

建立电力市场与碳市场的联动机制。一是市场空间协同。随着碳达峰碳中和的深入推进，全国碳市场配额总量空间将逐步收紧，而电力要支撑经济持续稳定增长、承接工业和交通等其他行业转移的减排责任，仍面临相当长的扩张期。因此合理划定“电—碳”市场空间，同频共振、相互促进，避免相互掣肘、削弱。二是价格机制协同。首先，通过畅通“电—碳”市场价格传导链条，促进碳成本在全社会不同行业的分摊疏导，引导全社会节能降碳。其次，丰富碳成本多元疏导渠道，避免在电力领域过度征收、推高终端电价。最后，创新“电—碳”市场主体的利益共享机制，统筹涉碳资金再平衡，形成良性循环和激励。三是碳排放核算体系协同。在全国碳市场中，重点排放单位需要清缴的配额既包括自身化石燃料消耗产生的直接排放，也包括使用外购电力带来的间接排放。根据目前所使用的核算方法，计算外购电力间接排放使用的排放因子为相应区域或者全国的电网排放因子，并未考虑直供电等情形下企业所用电力的实际排放因子。因此电力市场排放核算体系要与碳市场核算体系协同一致才能建设联动市场。