1、2023NO2.ISSN 1672-9064CN 35-1272/TK收稿日期：2022-10-12作者简介：黄思嘉（1988），男，硕士，工程师，从事能源规划工作。融合碳交易的电力市场交易机制及交易模式探索黄思嘉1陈卫中2郑宁敏2陈世勇2郑子墨2（1中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司福建福州3500032闽粤联网电力运营有限公司福建漳州363300）摘要结合电力市场及碳市场建设，探索建立融合碳交易的电力市场交易机制，构建“能量+碳”的电力交易指标体系，设计形成了融合碳交易的电力市场运行模式和交易流程，并对融合碳交易的电力市场下发电企业运营效益，特别是对燃煤机组和燃气机组发电成本进行了分
2、析。关键词碳交易电力市场碳市场碳成本中图分类号：X196；F832.5文献标识码：A文章编号：1672-9064(2023)02065031概述随着我国“双碳”目标的确立以及碳市场建设的加速推进，电力系统的安全与经济调度将面临更多挑战。且碳电市场建设存在不协调，针对不同类型电力市场的电力主体市场行为与碳排放权市场对应主体的碳权配额量缺少对应关系，进而影响电力行业实现“双碳”目标的进度和质量。“双碳”目标下的电力市场与碳排放权市场有必要通过市场耦合的方式，以电力交易市场为基础，融合碳排放权，在电力交易过程中将碳权价值通过电力市场形式来表现。2电力市场与碳市场的关系目前我国碳市场与电力市场建设仍处
3、于起步阶段，就电力行业而言，二者市场主体高度重合，目标高度契合，在“双碳”战略目标下，2个市场将逐渐呈现相互交叉、相互影响、相辅相成的耦合发展态势1-2。首先，碳市场带来的碳成本会影响电力现货市场交易及发电企业的中长期投资，从而改变电力市场的电源结构。其次，电力市场中电源结构和需求侧管理水平也将对碳市场中碳排放权配额的分配和价格产生影响。一方面，随着电力市场电源结构不断优化，清洁能源发电比重逐步增加，电力领域碳排放总量将不断降低；另一方面，随着需求侧管理水平的提高，通过设定合理的电价结构及补偿机制，引导用户侧削峰填谷，平稳负荷曲线，从而平稳电厂出力，降低了机组单位碳排放量。最后，电力市场和碳市
4、场存在相互制约关系，特别是火电厂的低成本与高碳排放的特性，促使电力结构会在一定范围内处于稳定均衡状态。3融合碳交易的电力市场模式及交易机制设计结合当前全国碳排放交易体系框架的构建思路，基于电力市场交易机制，将碳交易市场体系与电力市场体系相结合，统筹用户电力消费的能量属性、碳属性，构建“能量+碳”的电力商品，构建融合碳交易的电力市场机制框架。根据文献研究，碳电市场的关联模式主要有3种：直接单向关联、直接双向关联以及间接关联3-4。为更好地促进碳电市场融合发展，建议以直接双向关联方式为基础搭建融合碳交易的电力市场交易机制。在电力市场交易过程中融合碳属性指标，构建“能量+碳”的电力交易指标体系，形成
5、能够促进用户“满足用能需求，减少碳属性消费”的碳电市场机制框架，从而实现通过市场手段促进用户在电力交易过程中自觉购买绿电，加快清洁能源消纳，减少碳排放的目的。3.1融合碳交易的电力市场运行模式设计融合碳交易的电力市场交易运行流程主要涉及5个过程，分别是：交易系统构建、交易发布申报、交易出清、交易偏差处理、交易结算。（1）交易系统构建。主要是在电力市场交易系统基础上融合碳排放权交易参数设置。交易参数被赋予电力能量属性及碳属性，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；电力交易系统为碳排放权交易市场提供了发、用电用户模型，为碳排放权核发和配额提供依据
6、。（2）交易发布申报。碳电市场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。准入交易的市场主体在碳电交易系统发布、申报电力交易信息，发布申报截止后，碳排放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，叠加形成“电量+碳排放”双元信息。若市场主体的碳排放配额不足，需通过碳排放权市场进行缺额的碳排放权交易后，才能完成电量交易申报。（3）交易出清。电力交易发布申报截止后，电力交易进入出清阶段。交易的出清信息传输给碳排放权市场，碳排放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排放权量并反馈给电力交易系统对应电力出清的碳权
7、锁定量。最终碳电市场按照节能低碳652023NO2ISSN 1672-9064CN 35-1272/TK书书书表 摇我国 年下半年各类主要电源平准化度电成本电源类型（元）光伏 陆上风电 海上风电 水电 燃煤发电 燃气发电（联合循环）核电 电力交易出清机制及碳排放配额机制，分别出清电力交易成交的买卖双方的中标电量、电价，并锁定碳排放权量。（4）交易偏差处理。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排放权市场。碳排放权市场按照碳排放权核发和配额机制修正本轮出清的电力交易各市场主体的碳
8、排放权量，将出清的碳排放权量反馈给电力市场并开展市场主体间的碳排放权交易。（5）交易结算。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，并按照碳排放权市场规则反馈电力市场主体的核发与配额碳排放权量，为电力市场的交易准入门槛提供评估和完善的依据。通过以上运行模式，将电力市场和碳排放权市场的关联。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。3.2碳电市场交易流程设计（1）电力市场拟定发用电双方电力需求；碳交易市场确定各企业方的配额/碳排放权；（2）开展电力交易，电力信息分解为“电量+碳排放”双元信息；（3）用户交易时，结合碳配额情况
9、和自身生产计划，提交电量需求和碳排放限额；电源商将自身的电力转换为双元信息（电量+碳排放）的电力商品；（4）按照电力约束、碳排限额控制，在双边市场上进行统一出清电力交易信息。交易出清结果包括买卖双方的中标电量、电价，并锁定碳排放权量；（5）根据合同结算情况，对于可再生能源合同电量可以获得相应的碳排放权量，在碳排放配额清缴时可作为抵扣凭证，用户富余的碳排放配额可参与碳排放交易；（6）可再生能源配额总量测算时，售出方所在省份应扣除售出可再生能源电量；购入方可将可再生能源购入量纳入可再生能源配额中，作为企业或者各省份的总量配额。3.3碳电融合的电力市场交易模式融合碳交易的电力市场交易模式参照电力市场
10、交易模式，按交易时间长短可分为现货交易、中长期交易和期货交易。交易品种主要是卖方发电企业与买方电网企业、售电公司、电力用户之间进行电碳双元信息的电力商品。（1）现货交易。融合碳交易的电力现货交易主要包括日前交易和日内交易，主要采用集中竞价的出清方式，通过买卖双方按时段申报“电力-价格”曲线，同时按照碳排放权配额核发机制价格锁定响应的碳排放权量，在卖方节点按照买卖双方价差递减的原则依次出清，且以最后一笔成交报价的买卖双方均价作为系统边际电价，并根据电量成交情况出清碳排放权量。（2）中长期交易。融合碳交易的电力中长期主要包括年度（多年）交易、月度交易、月内（多日）交易等针对不同交割周期的电力商品交
11、易。中长期交易成交的电力商品除了结算电费之外，同时也对不同电源电量的碳排放权量进行锁定及转移。（3）期货交易。通常包括远期合同、远期期货、短期期货、期权、差价合同等。市场主体可以通过碳电金融合同的交易来规避市场风险，或者进行套利。4融合碳交易的电力市场下发电企业运营效益分析通过融合碳交易的电力市场机制设计，在电力商品上附加碳属性，使火力发电等排碳电源在碳电市场上的交易量会受到碳排放限额的限制，碳排放权交易市场形成的碳价成本会传导到电价上；同时还能促进高耗能、高碳排的工业企业在电力交易中更多的使用新能源电力，减少碳排放配额压力。4.1各类型发电机组成本根据2021年下半年全球各类电源LCOE更新
12、报告相关数据，我国2021年下半年各类主要电源平准化度电成本（LCOE）如表1所示。从表1可以看出，在各类主要电源中光伏、陆上风电的度电成本基本略低于煤电，海上风电的度电成本近年来也在持续降低。随着我国碳市场建设的不断深化和完善，考虑从碳排放配额有偿分配比例和碳配额价格2个维度开展分析。（1）碳排放配额有偿分配比例。碳排放配额有偿比例从0到100%，以10%递增设置。（2）碳排放配额价格。2021年7月16日，全国碳市场上线交易正式启动。截至2021年12月31日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量达1.79亿t，成交额达76.84亿元，每吨碳排放配额均价为42.9元，每吨碳排放配额价格
13、分别设定为50、80、100元。4.2碳排放成本对燃煤机组和燃气机组的影响根据 20192020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业），300 MW等级以上常规燃煤机组供电碳排放基准值为0.877 tCO2/MWh，燃气机组供电碳排放基准值为0.392 tCO2/MWh。按照前述碳排放配额有偿分配比例和碳配额价格设定值，计算燃煤机组和燃气机组发电成本的变化情况，如图1和图2所示。从图1和图2可以看出，随着碳排放配额有偿分配比例逐步加大以及碳排放配额价格持续走高，燃煤机组和燃气机组的碳排放成本将不断增加。当有偿分配比例达到100%，碳排放配额价格由50元/t变动到100元/t时
14、，燃煤机组和燃气机组购买碳排放 配 额 增 加的 发 电成 本 变化 范围分 别达 到43.887.7元/MWh和19.639.2元/MWh，占各自总发电成本的12%24%和5%10%。节能低碳662023NO2.ISSN 1672-9064CN 35-1272/TK图1不同配额有偿分配比例和碳排放价格下燃煤机组碳排放成本图2不同配额有偿分配比例和碳排放价格下燃气机组碳排放成本4.3碳排放成本对可再生能源发电机组的影响可再生能源发电机组属于零碳电源，因而不受碳排放成本的影响。另一方面，可再生能源项目可通过国家核证自愿减排量（CCER），抵消5%的碳排放配额清缴责任，符合条件的可再生能源发电机组
15、可以获得碳排放额外收益，从而在电力市场竞争中具有更大的竞价空间。4.4考虑碳排放成本后集中竞价市场出清顺序随着碳市场中碳成本逐步攀升，发电机组在双边协商市场和集中竞价市场报价时，不可避免地考虑碳成本的边际成本。由于可再生能源机组的边际成本极低，因此出清顺序靠前。而燃煤机组和燃气机组考虑碳排放成本后，其边际成本会明显提高。且单位供电碳排放强度越大的机组，碳排放成本的增加幅度也越大，造成机组边际成本增大，出清顺序靠后。4.5碳电市场对区域新能源消纳的影响随着新型电力系统的构建及“双碳”工作的推进，新能源发电量占比将不断提高，且新能源具有边际成本低、零碳排放的双重特点，在碳电市场交易中具备竞价优势和
16、碳排放优势，从而通过市场化手段促进用户在电力交易过程中自觉购买绿电，减少碳排放，提升区域电网的收益能力，加快新能源的消纳与发展。5结论（1）通过融合碳交易的电力市场模式设计，通过构建“能量+碳”的电力交易指标体系，在电力市场交易系统构建、交易发布申报、交易出清、交易偏差处理、交易结算过程中引入碳排放配额机制，推动碳排放成本向电力交易用户，特别是高能耗高碳排用户传导。（2）当碳排放配额有偿分配比例达到100%，碳排放配额价格由50元/t变动到100元/t时，燃煤机组和燃气机组由于购买碳排放配额增加的发电成本分别达到43.887.7元/MWh和19.639.2元/MWh，占各自总发电成本的12%24%和5%10%。参考文献1张森林.基于“双碳”目标的电力市场与碳市场协同发展研究J.中国电力企业管理，2021（4）：50-54.2孙友源，郭振，张继广，等.碳市场与电力市场机制影响下发电机组成本分析与竞争力研究J.气候变化研究进展，2021，17（4）：476-483.3吉斌，孙绘，梁肖，等.面向“双碳”目标的碳电市场融合交易探讨J.华电技术，2021，43（6）：33-40.4吉斌，刘妍，朱
