全國碳市場背景下電力行業碳價傳導機制研究

竇真蘭 張春雁 韓 冬 周 煒

國網上海綜合能源服務有限公司

0 引言

電力行業是典型的能源密集型行業，2018年我國電力行業的溫室氣體排放占全社會總量的比例為51.4%[1]，國內外無一例外地將其作為溫室氣體排放的重點管控對象。在2021 年全國碳市場正式啟動后，電力企業的運營成本中將引入碳成本，使得總發電成本發生變化。在自由電力市場中，當發電成本因為碳排放成本的引入而增加時，電價也會隨之出現變化，即碳排放成本會以一定的比例傳遞至終端用戶電價側。由于我國現階段電力市場的特殊性，電價機制仍保有計劃經濟時代的特性，這意味著在我國碳交易市場中，發電企業無法向下游消費端轉嫁碳成本，必須完全承受包括碳排放成本在內的發電成本波動所帶來的風險。

目前，國內主要針對碳市場要素對碳價傳導的影響進行了研究。文獻[2]研究了歐盟碳市場的初始配額分配方式對電力價格的影響。文獻[3]研究了碳成本的傳導機制，以我國電力行業為例分析碳成本傳遞率的主要影響因素。

本文結合歐盟、美國等地電力市場及碳市場現狀，分析其碳成本的傳導現狀，根據我國碳市場及電力市場現狀，對碳成本傳導問題進行了具體分析，并給出了相關建議。

1 國外主要碳市場的發展現狀

1.1 歐盟碳市場

歐盟碳市場（EU Emissions Trading Scheme ，EU ETS）于 2005 年 1 月 1 日啟動，是世界上首個跨國碳排放交易體系，也是目前全球影響力最大的碳交易體系。歐盟碳市場實行的是總量管制與交易制度，覆蓋了31 個歐洲國家的超過1 萬家主要能源消費企業，涉及的排放量為大約50%的CO2以及40%的其他溫室氣體。截至目前，EU ETS 已完成了三個運行階段（2005-2007 年、2008-2012 年、2013-2020年)。

1.2 美國碳市場

美國區域溫室氣體減排行動（Regional Greenhouse Gas Initiative, RGGI）是覆蓋美國東北部9個州電力部門的溫室氣體減排總量控制與交易體系，其重點在于減少電力企業的CO2排放。在配額發放方式上，RGGI 采用了有償拍賣而不是全部免費發放，拍賣比例高達90%。RGGI在2008 年第一次進行配額拍賣，并從2009 年1 月1 日開始第一個履約期。2013 年起，RGGI 針對第一個履約期運行評估的結果，提出了以縮緊配額總量和更改成本控制機制為核心的改革方案，該方案將2014 年起每年進入市場的配額數量削減了45%以上。受該方案激勵，RGGI碳市場重新煥發活力，在改革之后的第一次拍賣即第19期拍賣中，拍賣成交結算價終于脫離底價，提高到2.8美元/t。

美國加州溫室氣體總量控制與交易體系（CA ETS）是目前美國境內減排力度最大的強制性碳交易體系。2006年由加州政府通過的《加利福尼亞州全球變暖解決方法法案》（簡稱《AB32 法案》）中要求加州至2020 年需要將溫室氣體排放恢復到1990年的水平。為實現這一目標，加州政府引入了溫室氣體總量控制與交易體系。

1.3 韓國碳市場

韓國碳交易市場（KETS）于 2015 年 1 月12 日正式開始運行，是亞洲地區首個國家層面的碳交易市場。韓國碳市場2015 年的碳排放限額是573Mt-CO2e，覆蓋了韓國約三分之二的排放，市場規模僅次于歐盟碳市場EU ETS。KETS 與京都議定書相一致，管控CO2、CH4、N2O、HFC、PFC、SF6等6 種溫室氣體，納入行業包括鋼鐵、水泥、石化、冶煉、電力、建筑、廢棄物以及航空等23個行業，共約530個企業實體。按照計劃，KETS 分為三個階段，分別是2015-2017年、2018-2020年、2021-2025年。

2 國外電力市場

2.1 歐洲電力市場

歐盟于上世紀90 年代起先后頒布了三個電力改革法案，在發電及售電環節引入競爭機制，電網環節在有效監管下實現公平開放。Directive 96/92/EC 法令明確電力公司的發電、輸電和配電業務必須實行財務分離；Directive 03/54/EC 法令明確了用戶都有電力供應商的自由選擇權，同時要求輸、配環節電價由監管機構確定，防止一體化電力企業的壟斷行為、不公平競爭和交叉補貼[2]。2009年歐盟又進一步出臺新的電力改革法令，新法令從電網獨立運營、建立獨立的電力監管機構以及完善消費者保護措施三個方面作出了明確的規定[4]。

2.2 美國電力市場

美國由于自身聯邦政體的原因，目前沒有形成統一的競爭性全國電力市場，截至目前仍由23個州保有發輸配售一體的電力市場機制。美國目前競爭性的電力市場可大致分為兩類：一類是集中競價交易市場，通常由區域輸電組織或獨立系統運營商負責運營；另一類是以雙邊交易為基礎、不集中競價交易的市場。值得注意的是，美國的發電權及輸電權都呈現出分散化的特點，全美目前有數百家發電商，最大的發電商擁有的裝機容量不到全國總裝機的4%；而電網方面，美國電網公司的數量超過了500家，輸電網所有權十分分散[5]。

美國的銷售電價由發電價格、輸電價格、配電價格和政府性基金組成。各組成部分的形成機制則要根據所處地區的電力市場機制進行區分。在發輸配售一體的地區，發輸配電價格按照成本加收益的模式進行核算。在存在競爭性電力市場的地區，售電商會基于其包括發電價格、輸電價格、配電價格和政府性基金在內的購電成本，加上一定利潤后進行銷售。

2.3 韓國電力市場

1990年韓國工商能源部公布了《電力行業重組基本計劃》，計劃分為三階段逐步推進韓國電力市場改革。第一階段（1999-2002 年），韓國電力公社（Korea Electric Power Corporation，KEPCO）的發電資產被剝離，成立6 家發電公司，旨在打破KEPCO 垂直一體化經營，引入競爭機制。然而至今，對這6 家公司進行私有化改制還未完成。第二階段（2003-2008 年），實現批發競爭，剝離電力公社配電/零售部分，重組為6 個地區性配電公司，然后私有化。輸電網絡對所有市場成員開放，確保輸電網無歧視使用。引入大用戶的用電選擇權，小用戶和居民用戶由地方配電公司供電。在輸配分開的基礎上，市場模式采用雙向報價電力庫模式。第三階段從2009 年開始，實現零售競爭。每一用戶都可以選擇供電商。韓國電力市場改革至今，發電側已經形成了基于核定成本的競爭，批發電價基于成本競價出清確定，能夠反映發電邊際生產成本；配售電側尚未放開，零售電價仍由政府審批制定，采用燃料價格聯動機制。

3 國外碳價傳導情況分析

對歐洲電力市場的分析可以發現，歐洲電力市場競爭情況、燃料價格、發電目標、需求側變化以及邊際發電機組的技術水平等因素都在共同影響著電價變化。歐洲電力批發市場的現貨價格是由邊際發電機組的邊際成本決定的，這也包括了EU ETS 產生的影響。不考慮技術因素，在完全競爭市場中碳排放成本會通過電價幾乎完全傳導。而當市場不是完全競爭時，碳價將會基于需求側的情況通過電價不完全傳導或者超額傳導。就歐盟目前的電力市場來看，諸如法國、德國等主要歐盟成員國均為形成完全競爭的電力市場機制，法國電價機制采用的是指導電價和市場電價的雙軌制。而在德國，作為電價主要組成部分的稅費均由政府制定，其市場化程度不高。這導致了歐盟碳市場引入的碳成本并不能完全傳導至終端用戶側。需要注意的是，歐盟各成員國同樣會通過行政手段對其電價進行管控。2010年，包括法國、意大利、波蘭等在內的19個歐盟成員國都對本國的電價進行了相應的管控，這也在一定程度上限制了碳排放成本的傳導。

RGGI實施區域都是電力市場建設相對成熟的區域。根據實際電力數據研究，RGGI 的實施對電價帶來的波動遠小于預期。RGGI范圍內三個主要州2003 至2013 年的用電價格加權平均后可以看到，2003 至2013 年三個主要州全行業用電價格增幅率為25%，年增長率為2.5%。而2003 至2013年美國全國全行業用電價格增幅率為35%，年增長率為3.5%?？梢钥闯鯮GGI 的實施對各類型電價構成的上漲刺激微乎其微。RGGI的實施給發電企業引入了碳排放成本，企業可以在自由電力交易市場中有選擇地將增加的成本通過調整電價的方式傳導給終端用戶。但考慮到RGGI實施初期減排力度相對溫和，預先設置的價格觸發機制也可避免實施碳交易對電價造成大幅度的影響，且企業對電價的調整基于對生產和市場判斷的綜合考慮，因此RGGI的實施對區域內電力價格造成的影響有限。

4 我國碳市場及電力市場現狀

4.1 我國碳市場現狀

2016 年1 月，國家發改委下發《關于切實做好全國碳排放權交易市場啟動重點工作的通知》，通知主要內容為：全國碳市場第一階段將涵蓋石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙、電力、航空等8個重點排放行業，參與主體初步考慮為業務涉及上述重點行業，其2013-2015 年中任意一年綜合能源消費總量達到1 萬tce 以上（含）的企業法人單位或獨立核算企業單位。根據國家發改委測算，預計將有7 000～8 000家被納入到全國碳市場。

自習近平主席于聯合國會議上提出中國二氧化碳排放力爭于2030 年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和的戰略目標以來，全國碳市場建設全面進入加速期，生態環境部陸續發布了《2019-2020 年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》《納入2019-2020 年全國碳排放權交易配額管理的重點排放單位名單》《碳排放權交易管理辦法（試行）》。全國碳市場有望于2021 年年中正式啟動，2225 家發電行業的重點排放單位率先履約，“十四五”期間鋼鐵、化工等八大重點能耗行業有望全部納入。

4.2 我國電價機制

我國電價機制正在由政府定價向市場競爭定價過渡。目前，電價政策和電價水平主要由政府價格主管部門制定。電價按電力生產經營環節分為上網電價、輸配電價和銷售電價。電價由成本、費用、稅金和利潤構成。

上網電價：2004年以后新投產的燃煤機組的上網電價實行標桿電價，分省按平均成本制定電價標準，隨煤價變化而相應調整。

輸配電價由政府制定，實行統一政策，分級管理。其計算方式可分為會計成本法和邊際成本法兩類，前者是結合電網企業在某段時間內的投資以及運行成本來計算輸配電費用，后者根據提供輸配電引起輸配電網未來投資成本的微增變化計算輸配電費用。

銷售電價與輸配電價相同，也由政府制定，實行統一政策，分級管理。它由購電成本、輸配電損耗、輸配電價及政府性基金四部分構成，計價方式包括單一制電度電價和兩部制電價兩種方式。銷售電價按用戶性質和負荷特性分類，主要分為居民電價、大工業電價、一般工商業電價、農業生產電價、躉售電價等。

5 我國碳成本傳導問題分析

根據國外碳交易市場及我國碳交易試點實踐經驗，電力企業的免費配額通常少于實際碳排放量。如EU ETS 在第三階段已全面取消電力行業的免費配額，電力行業必須通過拍賣或市場交易獲得所需配額。這意味著碳交易的引入增加了電力企業的開支，成為企業發電的額外成本。作為電力市場參與主體，電力企業傾向于通過調節售電價格，將碳成本或多或少地向電力系統下游傳遞，實現自身利益的最大化。

一般而言，成本傳導的程度與買賣雙方的實力對比相關。在賣方市場中，生產者處于強勢地位，因而將成本更多地傳導到下游；在買方市場中，生產者處于弱勢地位，不得不自行消化更多的生產成本以獲得市場競爭力。根據對國外電力市場及碳市場的分析，歐洲、美國的電力行業更趨近于買方市場，表現為碳價向電力價格傳導幅度較小。

我國電力市場結構具有特殊性。2002 年電力體制改革后，我國在發電端已形成了多主體參與的競爭機制。但在售電端，地方電網公司是電廠所在區域的單一買家，多買多賣的競爭格局并未形成。同時，電力價格形成機制仍保留有計劃經濟時代的特性，政府部門對電力價格的形成起到了重要作用。因此，在國家不通過行政手段調節成本傳遞機制的情況下，發電企業基本不存在傳導發電成本的可能。這意味著在我國碳市場中，發電企業必須完全承受包括碳成本在內的發電成本波動所帶來的風險。

在我國現行體制下，碳成本的不可傳導性對電力企業的利潤產生較大影響。當前，我國電價形成機制主要是根據政府制定的標桿電價浮動形成。各省市的標桿電價，則根據發電項目經濟壽命周期，按照合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金的原則核定。目前由碳市場引入的碳成本并未作為標桿電價的制定依據，碳成本的不可傳導性將使得發電企業面臨虧損的困境。當度電邊際收益為負值，發電企業的發電行為都將造成更大的虧損，使企業喪失發電積極性。部分企業甚至可能通過檢修等方式減少發電，造成區域內的電力缺口。

從宏觀上看，我國社會用電量的變化趨勢一定程度上也反映了中國經濟形勢，因此企業實際發電量與社會經濟有著正相關關系。同時，碳排放量與用電量有著顯著關聯。在社會經濟形勢好于預期的情況下，全社會碳排放量也會隨之增高，因此碳配額的價格通常會隨之升高，電力企業由于實際發電量高于預期，需要以更高的價格購買更多的配額；相反，如社會經濟形勢不如預期，則全社會碳排放量減少，碳配額價格通常會因此降低，發電企業實際發電量低于預期，購買配額數量減少或存在配額富余。因此對發電企業而言，實際發電量的變化具有放大效應，易放大碳成本，造成企業配額缺口與碳價同升同降的情況，導致發電企業因碳成本大幅波動而蒙受損失。

6 建議

建議在電力市場改革過程中，平穩有序放開燃煤發電上網電價，在過渡階段中，可將碳價作為制定標桿電價的考量因素。在全國碳市場建設及電力市場化成熟后，形成碳市場與電力市場的聯動機制，電力市場中交易信息除了需要反映電量、電價等基本信息外，同樣需要反映供電方的電力排放因子，為區分不同用電企業用電間接排放提供支撐。