“如何落實減排行動”這一關(guān)鍵問題已成為各國應(yīng)對氣候變化的關(guān)注焦點。《格拉斯哥氣候協(xié)定》不僅關(guān)注燃煤發(fā)電的碳排放，還強調(diào)了市場機制在減少碳排放方面的作用。碳排放權(quán)交易制度（emission trading scheme，ETS）以市場機制引導(dǎo)碳排放空間資源配置，控制高耗能企業(yè)排放，在經(jīng)濟上鼓勵低排放企業(yè)。因此，碳市場已成為低成本、可持續(xù)有效的碳減排政策工具。中國燃煤發(fā)電碳排放占全社會排放總量的40%以上。充分挖掘碳市場和電力市場的減排潛力是實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的重要手段之一，電-碳市場一體化已成為必然趨勢。與此同時，燃煤上網(wǎng)電價逐漸全面有序放開。隨著碳市場進程不斷推進，必然會在一定程度上影響煤電機組參與電力市場的經(jīng)濟性，碳成本將會增加煤電機組的發(fā)電成本，從而影響煤電上網(wǎng)電價，顯著降低煤電的競爭力。

《中國電力》2024年第5期刊發(fā)了李祥光等人撰寫的《電碳耦合對煤電機組現(xiàn)貨市場結(jié)算電價影響分析模型》一文。文章基于碳市場中碳價、配額有償分配比例和配額分配基準值三重分析維度，分別設(shè)定輕度、中度和重度3種碳市場情景，構(gòu)建考慮碳排放成本的煤電現(xiàn)貨市場競價模型，并通過算例模擬不同碳情景下碳成本對機組出清電價的影響，結(jié)果表明隨著碳市場規(guī)則的逐步完善，煤電機組現(xiàn)貨市場清算價也隨之提高。

（來源：《中國電力》 作者：李祥光, 譚青博, 李帆琪,李旭東,譚忠富）

煤電行業(yè)二氧化碳排放量占比最多，首先被納入了全國性碳市場，而碳排放成本又對煤電現(xiàn)貨市場結(jié)算電價造成一定程度的影響。基于此，構(gòu)建了現(xiàn)貨市場下不考慮碳排放成本的煤電機組競價調(diào)度模型，并進行了模擬分析；繼而構(gòu)建了考慮碳排放成本的煤電機組競價模型；再以廣東省為例，模擬了煤電機組在“有無風(fēng)光出力”“不同碳市場”情景下煤電機組現(xiàn)貨市場報價及出清情況的變化。結(jié)果顯示，隨著碳市場的逐步完善，碳價和配額總量進一步收緊，煤電機組報價逐漸升高，現(xiàn)貨市場結(jié)算電價也隨之提高，夏季有風(fēng)有光情景下輕度、中度、重度碳市場的平均出清電價分別為0.1607元/(kW·h)、0.1863元/(kW·h)、0.2461元/(kW·h)，較未引入碳市場時分別增加了0.18%、16.14%、53.41%。

碳排放交易市場與碳價形成過程

1.1 歐盟碳市場運行情況

歐盟碳交易體系（EU ETS）是世界上規(guī)模最大、運行時間最長的碳排放交易系統(tǒng)。圖1梳理了2005年以來歐盟碳排放配額期貨每日結(jié)算價和2021年以來歐盟碳排放配額現(xiàn)貨每日結(jié)算價數(shù)據(jù)。

圖1 歐盟碳配額價格

Fig.1 European Union carbon quota prices

由圖1可知，歐盟碳排放配額價格波動性很大，具體可分為4個階段。第1階段是2005—2007年的試驗階段，實行95%免費配額比例、5%拍賣配額比例方法，該階段歐盟各成員公布實際排放數(shù)據(jù)，碳配額供給大于需求，同時，歐盟宣布碳配額不能跨期使用，引發(fā)拋售，碳價近0；第2階段是2008—2012年的過渡階段，免費配額比例降低至90%，該階段碳價先是由于歐盟“3個20”行動目標(biāo)大幅回升，基本回到甚至高于EU-ETS初期水平，隨后受金融危機影響，碳價大幅下降，2009年經(jīng)濟逐漸復(fù)蘇，碳價維持在一個中間水平，2012年底由于歐債危機和核證減排量（certified emission reduction，CER）過程，碳價再次大幅下跌；第3階段是2013—2020年的改革階段，大力推行拍賣配額、設(shè)定統(tǒng)一的配額總量上限并逐年減少1.74%、給新納入碳市場的企業(yè)預(yù)留5%配額等措施，該階段整體呈現(xiàn)多年低價平穩(wěn)發(fā)展、政策目標(biāo)刺激下碳價大幅回升的特征；第4階段是2021年以來的深化改革階段，能源危機疊加碳減排目標(biāo)提升，配額總量進一步收緊，導(dǎo)致碳排放配額結(jié)算價飆升。另外，歐盟利用市場穩(wěn)定儲備機制從市場中撤回過剩的配額，有助于碳價穩(wěn)定提升。

1.2 中國碳交易市場運行情況

1）八大試點碳交易市場。

自2013年起，中國陸續(xù)在北京、天津、上海、重慶、深圳、廣東、湖北、福建8個省市開展碳交易試點。截至2022年7月8日，試點碳市場累積配額成交額高達136.76億元。從覆蓋范圍來看，試點碳市場主要包括電力、交通、建筑等高排放行業(yè)；在配額分配方式上，各試點主要以免費分配為主，根據(jù)不同行業(yè)特點采用基準線法或歷史強度法確定配額分配數(shù)量，但廣東等部分試點區(qū)域已引入有償分配；在現(xiàn)貨交易品種方面， 8個試點區(qū)域都擁有地方碳配額和國家核證減排量（China certified emission reduction，CCER）現(xiàn)貨交易2種交易品種，廣東、福建和北京還推出了地方核證自愿減排量現(xiàn)貨交易；在核證自愿減排量（CCER）機制方面，各試點抵消比例一般為核發(fā)配額量或年度實際排放量的5%~10%。

圖2梳理了2013—2022年中國八大試點碳市場配額年均成交價?？傮w來看，各試點碳市場碳價存在較大差異，但大多經(jīng)歷了開市碳價較高、前期價格走低、后期碳價回升的過程。

圖2 2013—2022中國八大試點碳市場碳配額年均成交價

Fig.2 Annual transaction price of carbon quota in China's eight pilot carbon markets from 2013 to 2022

2）全國性碳交易市場。

2021年7月16日，中國正式啟動全國碳交易市場，同時啟動配額交易。全國碳市場試運行階段與地方試點碳市場同步運行，交叉重疊的控排企業(yè)將逐步轉(zhuǎn)移至全國市場。由于現(xiàn)階段全國碳市場制度將排放強度列為約束性指標(biāo)，全國碳市場采用行業(yè)基準法進行配額分配，該方法在強度控制的基礎(chǔ)上，以行業(yè)先進碳排放水平作為基準進行配額分配。全國碳市場由一級市場和二級市場組成，一級市場為配額初始分配市場，包括免費發(fā)放和拍賣2種配額分配方式；二級市場為自由交易市場，各排放主體的交易方式包括掛牌交易、單向競價等方式。

圖3展示了2021年7月16日—2023年2月6日全國碳市場的日成交均價變化趨勢。整體來看，全國碳市場的日成交均價在40~60元/t范圍內(nèi)波動，基本保持平穩(wěn)。截至2023年2月20日，全國碳市場累計交易量約為2.3億t，總成交金額約為105.05億元，市場交易換手率在3%左右。與歐盟碳市場高達417%的換手率相比，全國碳市場還處于發(fā)展初級階段，未來應(yīng)不斷提高碳市場的活躍程度，從而有效促進碳市場換手率的大幅提升。

圖3 全國碳市場的日成交均價變化趨勢

Fig.3 Trend of daily transaction average price in national carbon market

1.3 碳交易機制及碳價形成

碳排放權(quán)交易（簡稱碳交易）主要流動商品有強制型碳排放商品 ——碳排放配額（carbon emission allowance，CEA）和激勵型碳抵消商品 ——國家核證減排量（China certified emission reduction，CCER）兩種。其中，碳排放配額交易遵循“限額與交易”原則，即政府或者監(jiān)管部門以控制碳排放總量為目標(biāo)，先確定碳市場中的碳配額總量上限，再為各排放源進行碳配額的初始分配。納入碳交易市場的企業(yè)可以通過政府分配、自行拍賣等多種渠道來獲得對應(yīng)的碳配額，并且可在自身實際排放量的基礎(chǔ)上進行碳配額的自由市場化交易，達到成本最優(yōu)化從而使減排目標(biāo)得以實現(xiàn)。碳交易過程如圖4所示。

圖4 碳交易過程

Fig.4 Carbon trading process

碳交易機制利用市場手段對CO2排放總量進行控制，以達到讓企業(yè)有積極性通過提升自身技術(shù)等手段進行減排的目的。對于電力行業(yè)，在碳市場發(fā)展初期一般采用以無償為主的方式進行初始碳配額的分配，而在碳市場發(fā)展后期，免費比例大大減小。初始碳配額的發(fā)放與系統(tǒng)發(fā)電量相關(guān)，對于超出或不足部分可在碳市場上進行交易，仍有不足的部分則需要接受懲罰。因此，碳配額的價格主要由企業(yè)的需求曲線決定。

電力現(xiàn)貨市場與發(fā)電結(jié)算電價

2.1 中國“8+6”現(xiàn)貨市場試點

2017年8月28日，《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》中宣布全國第一批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點有南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區(qū)。2021年3月，國家發(fā)展改革委宣布遼寧、上海、湖北、江蘇、安徽、河南等6個地區(qū)作為第二批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點省份。

在現(xiàn)貨交易市場的組成上，浙江、廣東、山西、福建、四川、甘肅都采用“日前市場+實時市場”模式，蒙西增加了日內(nèi)市場，山東增加了“日內(nèi)機組組合調(diào)整交易”環(huán)節(jié)；在價格機制上，現(xiàn)貨試點地區(qū)發(fā)電側(cè)結(jié)算大部分都采用節(jié)點或區(qū)域邊際電價的價格機制，用戶側(cè)結(jié)算系統(tǒng)電價采用加權(quán)平均節(jié)點電價機制；在交易報價方面，各現(xiàn)貨試點地區(qū)發(fā)電側(cè)均采用“報量報價”模式，廣東、山西、山東、四川在用戶側(cè)采用“報量不報價”的模式，其他試點地區(qū)用戶側(cè)目前不參與報價。

2.2 發(fā)電結(jié)算電價形成過程

1）電網(wǎng)調(diào)度規(guī)則。

一般來說，競爭性電力市場應(yīng)結(jié)合機組邊際成本定價原則確定各機組參與經(jīng)濟調(diào)度的順序，優(yōu)先調(diào)度邊際成本較低的機組，最終滿足區(qū)域內(nèi)所需電力供應(yīng)的邊際機組的電能成本即為最終結(jié)算的上網(wǎng)電價。在特殊情況下，監(jiān)管機構(gòu)應(yīng)在邊際機組電能成本的基礎(chǔ)上考慮資源的稀缺性來確定電價上限或者容量機制，以確保電力電量平衡、電力系統(tǒng)安全運行以及機組容量的投資收益。在實際情況中，鑒于電力系統(tǒng)運行環(huán)境處于動態(tài)變化之中，應(yīng)當(dāng)考慮電力電量平衡、電力系統(tǒng)備用需求、發(fā)電機組出力限制等約束條件，進而確定機組的調(diào)度順序。

2）電力市場出清機制。

現(xiàn)階段，電力現(xiàn)貨交易價格機制包含參照各市場主體的報價結(jié)算和依據(jù)統(tǒng)一邊際出清價格結(jié)算2種方式。統(tǒng)一邊際出清電價機制下，將每個時段機組報價按照由低到高排序，并在滿足電力系統(tǒng)和機組各項約束的條件下依次成交，直到累計的機組出力剛好滿足該時刻的負荷需求，最終成交機組的報價即為邊際出清價格，該時段所有中標(biāo)機組統(tǒng)一按照此邊際出清價格結(jié)算。目前國外電力市場大多采用邊際出清價格機制進行統(tǒng)一結(jié)算，同時國內(nèi)市場成熟度最高的廣東電力現(xiàn)貨市場也采用統(tǒng)一邊際電價出清機制。因此，本文采用邊際電價出清機制的假設(shè)，構(gòu)建電-碳耦合市場下煤電競價調(diào)度模型。

電-碳市場耦合關(guān)系與運營機制分析

3.1 碳市場對電力市場的影響

由于引入碳市場，預(yù)計電力批發(fā)市場的出清順序?qū)l(fā)生變化，進而可能對目前發(fā)電側(cè)的利益結(jié)構(gòu)產(chǎn)生一定影響。發(fā)電側(cè)機組調(diào)度決策時會考慮碳成本，這將增加排放強度較低的發(fā)電機組的使用，并影響電力市場的出清結(jié)果。例如，在引入碳市場前，燃煤機組的邊際成本往往低于燃氣機組，這使其在電力批發(fā)市場的集中清算和優(yōu)化調(diào)度中具有競爭優(yōu)勢。引入碳市場后，燃煤機組比燃氣機組的減排成本要高，在需求相同的情況下，電力批發(fā)市場的出清順序可能會有所調(diào)整。在某些情況下，具有邊際成本優(yōu)勢的燃氣機組可能會取代燃煤機組，從而增加其利潤率。

在引入碳市場后，碳排放的外部成本將被內(nèi)部化，差異化減排成本的運營收益差異將有所增加。其中，高能效企業(yè)可能會通過出售剩余減排量獲取額外收益，這將鼓勵企業(yè)投資并研發(fā)低碳技術(shù)，從而獲取更高收益，形成一個良性循環(huán)；隨著碳價格的上漲，化石能源機組的碳排放成本和供電成本差距同步拉大，高能效機組的成本競爭優(yōu)勢增大，而低能效機組的市場占有率將有所下降，化石能源機組的整體效率得以提高。

3.2 電-碳市場耦合關(guān)系設(shè)計

碳市場是政策工具市場，電力市場是需求驅(qū)動市場。雖然這2個市場是獨立運作的，但二者有著密切的關(guān)系，2個市場機制在實施中互相輔助、相互制約。本文設(shè)計的電-碳市場耦合關(guān)系如圖5所示。

圖5 電-碳市場耦合關(guān)系

Fig.5 Coupling relationship in“electricity-carbon” market

進一步分析圖5可以看出：1）ETS和電力部門是獨立運作的，有各自的政策、管理和交易體系。碳價格和電價之間沒有直接聯(lián)系，碳價格通過發(fā)電廠的利潤和電力供應(yīng)來影響電價。2）對于火電企業(yè)來說，發(fā)電過程一定會產(chǎn)生碳排放，碳市場根據(jù)電力企業(yè)排放的二氧化碳來確定碳配額。3）對于配額過?；虿蛔愕呐欧趴刂破髽I(yè)，通過碳交易確定碳價格和交易量。因此，這2個市場通過碳價和電價聯(lián)系在一起。

碳市場和電力市場減排目標(biāo)一致，共同推動電力行業(yè)低碳轉(zhuǎn)型。1）在碳價格強制機制下，發(fā)電廠淘汰落后機組，增加可再生能源機組投資，促進可再生能源消費。2）運用碳市場機制，引導(dǎo)企業(yè)加強碳資產(chǎn)管理，優(yōu)化碳排放空間配置。3）通過碳交易的經(jīng)濟激勵，促進發(fā)電廠的技術(shù)創(chuàng)新。最后，碳價格將傳遞到消費者終端，使消費者減少用電量。碳價格是碳市場效率的核心。一個有效的碳價格信號不僅可以促進碳市場與電力部門的聯(lián)動，引導(dǎo)資源配置，而且還可以刺激電力企業(yè)淘汰落后燃煤機組，降低碳排放的社會成本。

3.3 電-碳市場協(xié)同運營分析

電力市場和碳市場的結(jié)算周期不同，電力市場的結(jié)算周期分為年、季度、月、日、小時，而碳市場主要結(jié)合年度核算和實時交易結(jié)算。因此，電-碳市場的交易結(jié)算周期應(yīng)與實時平衡的電力交易品種同步，以減少不同結(jié)算周期在電-碳市場間造成的成本分配和轉(zhuǎn)移不確定性的影響，從而更好發(fā)揮市場對用電側(cè)的導(dǎo)向和激勵作用。

電-碳市場的3種典型協(xié)調(diào)一體化運行模式如下：1）事前碳權(quán)預(yù)存模式。碳市場允許電力用戶購買一定的碳權(quán)量，當(dāng)儲備碳權(quán)量耗盡后，不再允許其參與電網(wǎng)需求響應(yīng)，并實時清算碳排放收益和響應(yīng)收益。2）事后碳交易抵消模式。電力用戶按月參與電力交易和需求響應(yīng)交易，計算電力碳排放并參與碳權(quán)市場，平衡上月碳排放赤字。3）碳權(quán)期貨模式。碳權(quán)期貨交易允許電力用戶按需鎖定未來的碳權(quán)量，并進行季度或年度交付。由于國內(nèi)電力市場和碳市場還處于發(fā)展初期，電-碳市場的交易出清和結(jié)算成本必須緊密匹配。事前碳權(quán)預(yù)存模式針對碳市場的實時市場屬性，并基于碳權(quán)的實時交易價格進行“日清”結(jié)算，有助于引導(dǎo)電力用戶及時調(diào)整用電量。

電-碳耦合市場下煤電競價調(diào)度模型

目前關(guān)于發(fā)電商同時參與電力市場與碳市場相關(guān)研究中未見考慮現(xiàn)貨市場，故本文主要聚焦發(fā)電商在現(xiàn)貨日前市場中的決策行為，暫不考慮實時市場。

4.1 基本假設(shè)

1）本文假設(shè)現(xiàn)貨市場在各個時刻的出清結(jié)果能夠使該時刻的系統(tǒng)邊際成本為最低值，滿足這一條件的煤電機組組合的表達式為

2）隨著碳市場的發(fā)展，配額免費分配比例將不斷降低，拍賣比例不斷升高。本文基于碳市場發(fā)展的不同程度，分別設(shè)定了輕度碳市場、中度碳市場和重度市場3種情景（見表1），以此研究不同程度的碳市場對現(xiàn)貨市場中煤電上網(wǎng)電價的影響。

表1 碳交易市場情景設(shè)置

Table 1 Carbon market scenario settings

表1中指標(biāo)說明如下。

有償配額比例：廣東省2020年電力企業(yè)的免費配額比例為95%，拍賣配額比例隨著碳市場程度加深不斷提高。以歐洲碳市場發(fā)展進程為例，3個階段的拍賣配額比例分別為5%、10%和20%?；诖?，本文設(shè)置不同碳市場情景下有償配額比例分別為5%、30%和50%。

碳價：廣東省2022年碳配額現(xiàn)貨市場價格與拍賣市場價格基本相同，都在58元/t 左右。因此本文設(shè)定在輕度、中度和重度情景下，碳價分別為58.53元/t、100元/t和200元/t。

機組碳排放強度根據(jù)機組二氧化碳排放量及供電煤耗確定。

配額基準線：在“雙碳”目標(biāo)的壓力下，中國碳市場程度將不斷加深，配額總量逐步收緊也將成為必然趨勢，基于此，本文參照《2019—2020 年燃煤機組配額分配技術(shù)指南》和相關(guān)課題的壓力測試分析設(shè)定了對應(yīng)的配額基準線。

4.2 模型構(gòu)建

算例分析

本文算例研究對象包括廣東省風(fēng)電機組、光伏機組和常規(guī)煤電機組，為保障清潔能源優(yōu)先消納，允許清潔能源報量不報價，僅煤電機組參與現(xiàn)貨市場交易。

5.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1）負荷及風(fēng)光出力情況。

假設(shè)廣東冬季最大負荷需求為1300 MW，夏季最大需求負荷為1800 MW，并以廣東省2022年夏季工作日典型負荷曲線為依據(jù)，設(shè)置日負荷需求值，風(fēng)電和光伏出力曲線實測數(shù)據(jù)來源于廣東某風(fēng)電場和某光伏電站。夏季某天24 h的總負荷及風(fēng)光出力曲線，如圖6所示。

圖6 廣東夏季典型日負荷及風(fēng)光出力曲線

Fig.6 Typical daily load and solar output curve in summer of Guangdong

2）煤電機組基本參數(shù)。

本文選取3臺燃煤發(fā)電機組（300 MW、600 MW、1000 MW）進行模擬研究，機組的相關(guān)參數(shù)如表2~5所示。

表2 3臺常規(guī)煤電機組細分

Table 2 Three conventional coal power units are subdivided

表3 煤電機組在各負荷率下的平均供電煤耗

Table 3 Average coal consumption of power supply of coal power unit at each load rate

表4 生產(chǎn)消耗性材料費限額標(biāo)準

Table 4 Production consumable material cost limit standard

表5 機組運行成本參數(shù)設(shè)置

Table 5 Unit operation cost parameter setting

3）機組報價曲線。

本文選取的3臺煤電機組的競價曲線如圖7~9所示。由圖7~9可以看出，根據(jù)煤電機組在不同負荷率下的報價排序，由于3號煤電機組報價最低，將有可能最先參與市場經(jīng)濟調(diào)度，然后是2號機組，最后是1號小型煤電機組。

圖7 1號機組報價曲線（300 MW）

Fig.7 Bid curve of Unit 1 (300 MW)

圖8 2號機組報價曲線（600 MW）

Fig.8 Bid curve of Unit 2 (600 MW)

圖9 3號機組報價曲線（1000 MW）

Fig.9 Bid curve of Unit 3 (1000 MW)

5.2 結(jié)果分析

5.2.1 單一現(xiàn)貨市場模擬運行結(jié)果

1）夏季和冬季機組調(diào)度情況對比。

基于邊際成本定價原則對煤電機組進行經(jīng)濟調(diào)度，從而滿足夏季和冬季的最大用電負荷需求，分別模擬夏季和冬季情景下的出清情況，結(jié)果如圖10所示。由于可再生能源沒有燃料成本，原則上可再生能源機組會優(yōu)先參與電力調(diào)度，然后是煤電機組出清。大型煤電機組首先進行出清，其次出清中型煤電機組，最后是小型煤電機組出清。夏季和冬季情景下的煤電機組出清結(jié)果有一定差異，在其他能源機組出力相同時，夏季典型情景用電需求較高導(dǎo)致最終出清的煤電機組數(shù)量較多，因此煤電平均出清電價也比冬季更高，為0.1717元/(kW·h)；而冬季負荷需求比夏季低，因此平均出清電價較低，為0.1654元/(kW·h)。

圖10 不同情景下的機組調(diào)度順序及平均報價

Fig.10 Unit scheduling sequence and average quotation under different scenarios

2）夏季典型日機組出清情況。

圖11為廣東省夏季典型日有風(fēng)有光情景下的出清結(jié)果，可再生能源機組優(yōu)先發(fā)電，然后現(xiàn)貨市場基于邊際成本定價原則對煤電機組進行經(jīng)濟調(diào)度，故不同時刻的上網(wǎng)電價與出力的波動情況基本保持一致。

圖11 夏季有風(fēng)有光情景煤電機組出清情況及上網(wǎng)電價

Fig.11 Clearance of coal-fired power units and grid electricity price under wind and light conditions in summer

5.2.2 電-碳耦合市場模擬運行結(jié)果

1）碳市場對機組報價的影響分析。

分別計算3種情景下3臺煤電機組的碳排放成本與平均報價，結(jié)果如圖12和圖13所示。以1號煤電機組（300 MW）為例，沒有引入碳市場時，機組的平均報價為0.1720元/(kW·h)，在輕度碳市場情景、中度碳市場情景和重度碳市場情景下，其平均報價分別為0.1723元/(kW·h)、0.2024元/(kW·h)、0.2720元/(kW·h)，較未引入碳市場時分別增加了0.18%、17.7%和58.21%，碳成本占機組平均報價的比例分別為0.33%、15.17%和36.89%。由圖12~13可以看出，火電機組的裝機容量越低，碳排放成本越高；隨著碳市場的逐步完善，機組的碳成本不斷增加，導(dǎo)致機組報價也大幅增加。另外，由于負荷高峰期與低谷期的碳價傳導(dǎo)率不同，相同情景下高峰期的碳成本和機組報價均高于低谷期。

圖12 不同碳情景下的碳排放成本

Fig.12 Carbon emission costs under different carbon scenarios

圖13 不同碳情景下的機組報價曲線

Fig.13 Unit bid curves under different carbon scenarios

另外，3號機組（1000 MW）在輕度碳市場情景下高峰期和低谷期的碳排放成本均為負數(shù)，分別為–2.25元/(MW·h)和–1.8元/(MW·h)，該結(jié)果表明3號機組在碳市場發(fā)展初期由于機組碳排放強度較低、機組效率較高導(dǎo)致碳排放量小于碳配額，可能會通過出售剩余減排量在碳市場獲取額外收益；但從長期來看，隨著碳市場不斷完善，碳價和碳配額將進一步縮緊，煤電機組將難以在碳市場中獲得額外收入。

2）不同碳市場情景下機組出清情況。

不同類型的煤電機組碳成本相差不大，因此碳市場基本不會影響機組的調(diào)度順序。廣東省夏季有風(fēng)有光情景、夏季無風(fēng)無光情景煤電機組出清情況分別如圖14和圖15所示。夏季有風(fēng)有光情景下輕度、中度、重度碳市場的平均出清電價分別為0.1607元/(kW·h)、0.1863元/(kW·h)、0.2461元/(kW·h)，較未引入碳市場時分別增加了0.18%、16.14%、53.41%。

圖15 夏季無風(fēng)無光情景煤電機組出清情況及電價

Fig.15 Clearing situation and electricity price of coal-fired power units under the situation of no wind and no light in summer

由圖14~15可以看出，當(dāng)夏季無風(fēng)無光時，3臺煤電機組均參與市場出清；當(dāng)夏季有風(fēng)有光時，原則上可再生能源機組優(yōu)先發(fā)電，1號小型煤電機組（300 MW）由于報價最高沒有參與市場調(diào)度，因此有風(fēng)光出力下的同一碳市場情景同一時刻的出清電價要比無風(fēng)無光情景下的低。

由于碳價傳導(dǎo)率在負荷高峰與負荷低谷時刻有所不同，同一機組在高峰期和低谷期的碳成本有所差異，導(dǎo)致同一碳市場情景下機組在不同時刻的出清電價上漲幅度不同，并且負荷高峰期的上漲幅度略高于低谷期。隨著碳市場進程不斷發(fā)展，配額分配基準值和碳價將進一步收緊，會逐漸增加煤電機組的碳成本，從而抬高機組報價，使機組出清電價不斷提高。短期內(nèi)輕度碳市場對煤電機組出清電價的影響較?。欢虚L期內(nèi)中度碳市場下上網(wǎng)電價增加顯著，重度碳市場下上網(wǎng)電價大幅增加，煤電將逐步退出現(xiàn)貨市場競爭，轉(zhuǎn)而承擔(dān)電力安全供應(yīng)的職責(zé)。

3）煤電機組碳配額交易行為分析。

由圖14的機組出清情況可計算得出各個機組每天的總發(fā)電量和總碳排放量，結(jié)合機組的碳成本曲線，可進一步得出廣東省夏季有風(fēng)有光情景各個機組在碳市場中進行配額交易的總收入，結(jié)果如表6所示。

表6 機組的碳市場總收入

Table 6 Total carbon market revenue and cost of the unit

由表6可知，輕度碳市場情景下，3號機組將剩余碳配額在碳市場中進行出售，因此每個夏季典型日能夠獲取4.86萬元的額外收入。而1號和2號機組均需要在碳市場中購買碳配額，因此要在碳市場交易中支付一定的費用，機組的碳成本會隨著碳市場的逐漸完善而不斷增加。另外，機組容量越大，單位度電碳成本越低，總碳成本越高，原因是容量大的機組效率較高，碳排放強度較低，因此單位度電碳成本較低；同時大型機組報價較低會優(yōu)先被調(diào)度，因此日發(fā)電量較多，機組的日總碳排放量較高，進而提高了機組的總碳成本。

結(jié)語

本文通過結(jié)合碳市場情景分析，構(gòu)建了基于碳配額交易的煤電機組報價模型，并以3臺不同容量的常規(guī)煤電機組為算例，對比分析了有無可再生能源出力的碳市場對現(xiàn)貨市場中煤電上網(wǎng)電價的影響，結(jié)論如下：1）電碳耦合下的煤電機組競價模型在機組報價中考慮了碳成本，量化了碳市場對電力市場的影響，具有更高的市場效率，促進了電碳市場的有效協(xié)同；2）在電力現(xiàn)貨市場中，新能源機組出力越多，煤電機組出力越少，出清電價越低，這將激勵發(fā)電企業(yè)更多使用清潔能源，從根本上實現(xiàn)碳減排的目標(biāo)；3）在碳市場不同發(fā)展階段，由于空間逐步緊縮，煤電機組整體將從能夠?qū)ν獬鍪鄱嘤嗝赓M碳配額/CCER逐步轉(zhuǎn)向需要向外購買碳配額，并且對于碳配額的需求量逐步增大，因此碳價整體會有一定的提高，煤電機組的碳成本也會逐漸增加；4）碳市場的引入能夠積極引導(dǎo)減排性能較差的煤電機組通過技術(shù)改造進行優(yōu)化升級，主動降低碳排放強度。

基于本文研究結(jié)果，對中國電力市場和碳市場建設(shè)提出以下建議：1）電力企業(yè)短期內(nèi)可以通過發(fā)展儲能、碳捕捉與封存等技術(shù)來減少碳排放；從長遠來看，企業(yè)應(yīng)逐步加大對可再生能源發(fā)電的投資；2）政府相關(guān)部門應(yīng)繼續(xù)完善配額分配政策，逐步提高配額拍賣比例和提升碳價，建立適用于中國碳市場發(fā)展新特點的碳減排制度；3）有序放開發(fā)用電計劃，形成更加合理的市場出清價格，提高發(fā)電側(cè)資源利用效率；4）推動電力市場與碳市場協(xié)調(diào)共同發(fā)展。碳成本在電力市場中具有不完全傳導(dǎo)性，因此應(yīng)考慮以計劃發(fā)用電量為依據(jù)的碳價聯(lián)動機制，有利于推動電力市場和碳市場的緊密耦合與健康發(fā)展，為中國實現(xiàn)“雙碳目標(biāo)”提供有效支撐。