当前，如何构建电力市场与碳市场协同发展的模型框架、设计统一规则是行业面临的重要课题之一。

  随着电力市场和碳市场的逐步完善，二者相互影响相互推动的趋势越来越明显。今年是我国新一轮电改的第八年，同时也是碳市场启动的第三个年头。业内专家向《中国能源报》记者介绍，以煤为主的资源禀赋决定了我国的电力生产和消费结构，也决定了电力行业必然是实现“双碳”目标的主力军。

  据了解，目前许多电力市场主体同时参与电力市场交易与碳市场交易，进一步加剧了电-碳市场协同统筹发展的紧迫性。业内人士指出，当前，如何构建电力市场与碳市场协同发展的模型框架、设计统一规则是行业面临的重要课题之一。

  发电企业的生产消费产生碳排放，而碳价也影响着发电企业成本，电力市场与碳市场之间有着极强的关联性。

  南华大学碳中和与核能发展创新研究院院长张彩平指出，由于碳价计入发电成本，影响电价，因此，碳价的变动影响着电力市场的供求关系。而电力行业不仅是参与电力市场交易的主体，同时也是首批纳入碳市场的对象。“能预见，电力资源会在未来实现更大范围的自由流动和优化配置，碳市场也会随着‘双碳’目标的推进逐步扩大市场规模，二者将共同促进电力行业绿色低碳发展。”

  值得一提的是，在实现“双碳”目标及新型电力系统加速构建的背景下，绿电将逐步成为电力供应的大多数来自，电力市场中的绿电交易规模也将逐渐扩大。

  作为实现“双碳”目标的重要市场化手段，2021年7月，我国碳排放权交易市场鸣锣开市。据了解，全国碳市场第一个履约周期以99.5%的配额清缴率完成履约；截至2022年，全国碳市场碳排放配额总成交量超5000万吨、总成交额超28亿元。在绿电方面，2021年9月，全国绿色电力交易真正开始启动，绿电的环境价值开始以市场化方式体现。

  “企业可利用绿电交易凭证，将富余的碳排放配额在碳市场中出售并获得额外的经济收益，这有助于增加碳市场的参与主体数量并扩大交易规模。同时，一些企业也希望借助消费绿电减轻自身的碳排放，部分出口企业业主或买家甚至对其绿电生产提出要求，且在竞标时将绿色生产比例作为考虑条件。”有参与绿电交易的市场人士告诉《中国能源》记者，这样一来，低碳价值的“被承认”也将推动绿电市场开发更多的新能源项目或发展更多的低碳清洁技术。因此，碳市场和绿电市场的有机衔接可以在一定程度上完成经济效益与环境效益的双赢。

  “碳市场能够最终靠碳价信号改变火电与绿电的相对成本，进而促进电源结构转变。但由于现阶段我国电力现货市场还在推进中，且全国碳市场尚处于起步阶段，所以碳市场在这方面的作用还较为有限。”北京理工大学能源与环境政策研究中心教授王科指出，目前电力市场与碳市场联动的各种机制尚不完善。

  从市场主体来看，现阶段参与电力市场和碳市场的主体以火电企业为主。根据2020年生态环境部发布的《全国碳排放权交易管理办法（试行）》和《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》，全国碳市场覆盖范围有年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量，即综合能源消费量约1万吨标准煤及以上的企业或者其他经济组织。纳入配额管理的发电机组包括常规燃煤机组，燃煤矸石、煤泥、水煤浆等非常规燃煤机组（含燃煤循环流化床机组）和燃气机组。这些发电企业的年度配额总量为45亿吨，约占全国碳排放总量的40%。

  在王科看来，目前全国碳市场基于排放强度的免费配额分配的方法只为火电机组设置排放强度基准值，尚没有让可再次生产的能源发电设备参与配额分配，会使企业没办法通过增加可再次生产的能源发电占比来缓解配额短缺情况，独立的可再次生产的能源发电企业也无法从碳市场上获益。“这导致目前碳市场对促进电源结构转变的激励作用有限。”

  “目前，碳市场是一个呈潮汐状态的市场。平时可能几乎没什么交易，但在履约期结束前的最后几天会集中交易，而电力市场每天的交易量却是巨大的，目前两者在机制设计上无显著的关联性。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎分析。

  而这种机制的不联动，也造成了电-碳市场衔接的缺陷。张彩平分析，在绿电市场中，交易通过可再次生产的能源证书进行结算，而绿电参与碳市场的主要结算方式CCER自2017年暂停后始终没重启。结算方式的差异也影响了两者的有效衔接。

  “当前，碳市场中并没有对购买绿电企业的二氧化碳排放量核算做出额外规定，这会导致购买绿电的企业重复支付环境成本，不利于引导电力需求端的购电决策。”王科举例说。

  针对联动作用不明显的状况，盈术华亮电力技术公司总经理张骥指出，由于两个市场归不同部门主管，因此在机制设计上未能做到统筹考虑。若要将两个市场打通，张骥呼吁，“需要更高级层面的部门牵头制定有关政策。”

  “目前，碳市场和电力市场虽然在制度层面上独立运作，但两者在价格上存在传导效应。因此，可以将配额拍卖机制引入碳市场，增加燃煤等传统化石能源发电企业的碳配额购买成本和发电成本，促使其减少对传统能源发电装机的投资、增强对新能源设备装机的投入，进而达到调整电源结构、促进碳减排的目的。”张彩平建议。

  王科认为，未来应扩大碳市场的行业覆盖范围，尝试碳配额有偿发放，让更多公司参与到碳市场中。他进一步建议，全国碳市场免费配额分配应考虑可再次生产的能源发电设备，开辟可再次生产的能源发电设备从市场获益的渠道，促进供给端电源结构转变。

  业内人士均认为，在目前电力市场和碳市场“各说各话”、降碳任务艰巨的情况下，更需要加强政策的干预、引导和规范，建立不一样环境权益产品互认联通机制，建立以电-碳关系为基础的核查、计量标准和认证体系等。

  张彩平建议，首先，要明确碳配额、绿电之间的制度边界，采取了合理方式构建绿电与碳排放量之间的抵扣关系。同时，完善市场信息交互渠道，强化电、碳多市场间公共数据信息的互联互通和信息共享，“还可以考虑电网公司等企业在保障信息安全的前提下打造‘电碳数据库’，利用电力市场数据和技术方法增强市场主体的碳足迹追踪、碳配额核准等能力。”

  “未来，应建立引导全社会使用零碳能源的机制，把碳市场、电力市场在基本目标下有机统一起来。”彭澎说。